fr.wedoany.com Rapport : BC Hydro ajuste sa politique de facturation nette, marquant un passage des crédits d’exportation passifs vers une rémunération de la flexibilité pour le solaire résidentiel. À compter du 1er juillet 2026, les nouveaux clients raccordés au réseau produisant pour leur propre consommation seront soumis au nouveau tarif (2289) : leur production excédentaire sera payée à 10 ¢/kWh par période de facturation, sans être stockée sous forme de crédits futurs. Les clients existants bénéficient d’une période de transition, et BC Hydro a également lancé une option de production communautaire.
L’attrait de la facturation nette réside dans sa simplicité, facilitant la vente, le financement, l’installation et le raccordement des projets solaires sur toiture, réduisant les coûts de transaction et l’incertitude du démarrage du marché. Cependant, avec la hausse de la pénétration du solaire sur toiture, les contraintes sur les réseaux de distribution, et la généralisation des batteries et des véhicules électriques, le modèle de stockage annuel des crédits en kilowattheures devient difficile à maintenir. Une réforme trop tardive créerait un écosystème de privilèges politiques, mais une réforme trop précoce pourrait transformer un petit problème comptable en un vaste conflit sur le marché solaire.
Un rapport d’examen du National Renewable Energy Laboratory (NREL) américain en 2025 montre que, lorsque le taux de déploiement du photovoltaïque résidentiel est inférieur à 3 %, la facturation nette entraîne une augmentation mensuelle moyenne des factures d’électricité pour les clients non solaires ne dépassant pas 1 dollar. Même à des niveaux de déploiement de 3 % à 7 %, l’impact reste inférieur à 1 dollar dans deux tiers des États. La Californie et Hawaï sont des cas particuliers, où une forte pénétration et des structures tarifaires spécifiques amplifient le problème de transfert de coûts.
Le cœur de la transition politique réside dans la question de savoir si les ménages et les petits clients reçoivent une rémunération correspondant aux multiples services qu’ils fournissent réellement. Ces services incluent l’électricité résiduelle passive, l’autoconsommation, le transfert de charge, la décharge des batteries, le contrôle de la recharge des véhicules électriques, la flexibilité des chauffe-eau, la réponse des thermostats et la production communautaire. Après le passage de la Californie de la facturation nette de l’énergie à la facturation nette, le Lawrence Berkeley National Laboratory a constaté que le taux d’équipement en stockage est passé d’environ 10 % sous l’ancien régime à environ 60 %.
La pratique de l’Australie-Méridionale pointe vers un modèle opérationnel final. SA Power Networks utilise un modèle d’exportation flexible, permettant aux onduleurs compatibles d’exporter jusqu’à 10 kW par phase lorsque le réseau l’accepte, tout en réduisant dynamiquement les exportations en cas de surplus, traitant l’accès à l’exportation comme un service réseau avec des limites opérationnelles. L’expérience internationale montre que les mêmes technologies de ressources énergétiques distribuées posent des problèmes politiques différents selon les systèmes, et que les règles de compensation doivent s’adapter aux problèmes du système. L’exemple du Pakistan montre que le développement du solaire distribué peut dépasser les cadres réglementaires, le matériel chinois bon marché et l’instabilité de l’approvisionnement électrique ayant rapidement créé un marché.
Bien que le nouveau tarif de BC Hydro s’aligne sur la tendance mondiale de réforme de la facturation nette, le paiement fixe de 10 ¢/kWh pour les exportations n’est qu’un point de départ. Le défi suivant consiste à construire une stratégie complète de flexibilité résidentielle, couvrant la valeur temporelle saisonnière, la gestion de la recharge des véhicules électriques, le contrôle des chauffe-eau, la programmation des batteries, la production communautaire, la flexibilité locale et l’accès dynamique aux exportations requis par les feeders.
