Impact Assessment - European Commission
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1. ------IND- 2014 0378 UK- FR- ------ 20140901 --- --- IMPACT Titre: Mise en place de compteurs intelligents pour le secteur Évaluation d’impact (EI) domestique et le petit et moyen secteur non domestique Date: 25/10/2013 (GB) Étape: finale Nº EI: DECC0009 Origine de l’intervention: domestique Type de mesure: législation secondaire Ministère ou agence responsable: DECC Contact pour tout renseignement: Ferry Lienert (0300 068 6325) Autres ministères ou agences: Résumé: Intervention et options Valeur actuelle totale (nette) RPC: Coûts de l’option privilégiée (ou la plus probable) Entre dans le Coûts annuels cadre du «un nets pour les Valeur d’utilité entrant, un entreprises actualisée (nette) sortant» (OIOO)? (EANCB sur les prix de Type de mesure 2009) 6 214 millions GBP 862 millions GBP 36 millions GBP1 Oui Entrante Quel est le problème examiné? Pourquoi une intervention du gouvernement est-elle nécessaire? Le manque d’informations précises et disponibles en temps réel sur l’utilisation de l’énergie: a) peut empêcher les clients de réduire leur consommation et par conséquent, leurs émissions de CO2; et b) augmente la gestion comptable et les coûts de transfert des fournisseurs. Une meilleure information sur les schémas d’utilisation à travers les réseaux permettra d’améliorer la planification et le développement, et notamment les futurs réseaux intelligents. En Grande-Bretagne, la fourniture de compteurs d’énergie aux consommateurs relève de la responsabilité des fournisseurs d’énergie au détail qui doivent uniquement mettre en service un nombre très limité de compteurs intelligents en l’absence d’intervention de l’État. Afin d’assurer l’interopérabilité et la couverture totale du marché à des fins commerciales, il est nécessaire d’intervenir pour établir des exigences techniques minimales et pour déterminer une date d’achèvement. Quels sont les objectifs et les effets attendus de cette politique? Mettre en place des compteurs intelligents chez tous les consommateurs de gaz et d’électricité résidant en Grande-Bretagne et non domestiques de petite et de moyenne taille, à moindre coût, ce qui permet d’optimiser les avantages pour les consommateurs, les fournisseurs d’énergie, les gestionnaires de réseau et autres acteurs du marché de l’énergie et de remplir des objectifs environnementaux et d’autres objectifs politiques. Quelles options politiques ont été envisagées, y compris toute alternative à la réglementation? Veuillez justifier toute option privilégiée (détaillée dans la base de la preuve) Cette politique est axée sur le remplacement agréé d’environ 53 millions de compteurs de gaz et d’électricité résidentiels et non domestiques en Grande-Bretagne, par le biais de la mise en place par des fournisseurs à l’aide d’une entreprise centralisée de données et de communications. L’EI de mars 2011 définissait l’approche globale du gouvernement et le calendrier fixé pour remplir cet objectif. En 2012, l’EI a été mise à jour en se fondant sur les éléments de preuve les plus récents et était favorable à l’introduction des premières tranches de réglementations relatives aux compteurs intelligents. Cette EI met à jour la situation économique globale afin d’appuyer les tranches restantes de réglementation qui devraient être mises en place. La politique sera-t-elle révisée? Elle sera révisée. Indiquer la date de révision, le cas échéant: 2019 1 Le coût net du chiffre d'affaires présenté se fonde sur la méthodologie OIOO et n'inclut pas les économies d'énergie à usage non domestique. Les économies d'énergie réalisées par les clients non domestiques ainsi que les coûts liés à la concrétisation de ces économies d'énergie sont comptabilisés dans le reste de l'évaluation d'impact. URN: 13D/004 Page 1 La mise en œuvre va-t-elle au-delà des exigences minimales de l’UE? Certaines de ces organisations sont-elles concernées? Si Micro < 20 les micro-entreprises ne sont pas exemptées, en fournir la Oui Oui raison dans la base de la preuve. Oui Quelle est la variation équivalente en CO2 des émissions de gaz à effet de serre? (Millions de tonnes d’équivalent CO2) Négociée: 11,3 Petites Oui Moyennes Oui Grandes Oui Non négociée: 21,4 J’ai lu l’évaluation d’impact et j’estime que, étant donné les éléments de preuve disponibles, elle représente une vue raisonnable des coûts et bénéfices ainsi que de l’impact probables des principales options. URN: 13D/004 Page 2 Résumé: Analyse et éléments de preuve Option politique 1 Description: La présente EI mentionne une date d’achèvement de la mise en place de compteurs intelligents par un fournisseur en décembre 2020, à l’aide d’une entreprise centralisée de données et de communications (DCC). ÉVALUATION ÉCONOMIQUE COMPLÈTE Base de prix année 2011 Base de VA année 2013 COÛTS (millions GBP) Période de 18 années Bénéfice net [valeur actuelle (VA)] [millions GBP] Faible: 1 338 Transition totale (Prix constant) Années Élevé: 11 372 Meilleure estimation: 6 214 Moyenne annuelle (hors transition) (prix constant) (valeur actuelle) Coût total Faible S.O. S.O. S.O. Élevé S.O. S.O. 517 816 S.O. A/A 10 927 Meilleure estimation Description et fourchette des principaux coûts quantifiables supportés par les «principaux groupes concernés» Les affichages à domicile (IHD), le compteur et leur installation et exploitation s’élèvent à 6,36 milliards GBP. Les coûts incombant à la DCC, y compris l’approvisionnement de systèmes de communication, s’élèvent à 2,47 milliards GBP. Les fournisseurs d’énergie et autres systèmes informatiques de l’industrie s’élèvent à 0,79 milliard GBP. La gouvernance de l’industrie, les coûts organisationnels et administratifs, les coûts énergétiques, l’inefficacité du relevé sur place et les autres coûts s’élèvent à 1,30 milliard GBP. Autres principaux coûts non quantifiables supportés par les «principaux groupes concernés» S.O. BÉNÉFICES (millions GBP) Transition totale (Prix constant) Années Moyenne annuelle (hors transition) (prix constant) Bénéfice total (Valeur actuelle) Faible 0 982 12 248 Élevé 0 1 794 22 316 Meilleure estimation 0 1 376 17 141 Description et fourchette des principaux bénéfices quantifiables supportés par les «principaux groupes concernés» Les bénéfices totaux pour les consommateurs s’élèvent à 5,73 milliards GBP et comprennent les économies découlant de la faible consommation d’énergie (5,69 milliards GBP) et de la microgénération (36 millions GBP). Les bénéfices totaux pour les fournisseurs s’élèvent à 8,26 milliards GBP et comprennent, entre autres, les visites sur place évitées (2,97 milliards GBP) et la diminution des demandes de renseignements et des frais généraux des clients (1,19 milliard GBP). Les bénéfices du réseau total s’élèvent à 0,99 milliard GBP et les bénéfices de production à 851 milliards GBP. Les bénéfices liés au carbone s’élèvent à 1,21 milliard GBP. Les améliorations sur le plan de la qualité de l’air s’élèvent à 95 millions GBP. Autres principaux bénéfices non quantifiables supportés par les «principaux groupes concernés» Il s’agit notamment des bénéfices découlant de la poursuite du développement du marché des services énergétiques et des avantages potentiels de la mise en place d’un réseau intelligent. Les compteurs intelligents sont susceptibles de donner lieu à une concurrence plus vive entre les fournisseurs énergétiques en raison de la facilité accrue pour le consommateur de changer et d’améliorer les informations sur la consommation et les tarifs. Mettre un terme à la facturation estimée et à une commutation plus facile entre les dispositions de crédit et de prépaiement permettra d’améliorer l’expérience du client. Hypothèses/sensibilités/risques clés URN: 13D/004 Taux 3,5 % Page 3 d’actualisation Les hypothèses de coût sont ajustées pour le biais d’optimisme du risque, le cas échéant, et les bénéfices sont présentés pour le scénario central, sauf indication contraire. L’analyse de sensibilité a été appliquée aux bénéfices, dans la mesure où les économies d’énergie dépendent de la réaction comportementale du consommateur aux informations et que ces changements affectent considérablement les bénéfices. Les chiffres présentés sont fondés sur l’hypothèse de modélisation que la portée de la DCC comprendra l’agrégation de données sur le long terme. URN: 13D/004 Page 4 Profil annuel des coûts et bénéfices quantifiables (non actualisés)* GBP Coûts annuels totaux Bénéfices annuels totaux GBP Coûts annuels totaux Bénéfices annuels totaux GBP Coûts annuels totaux Bénéfices annuels totaux 2013 2014 2015 2016 2017 2018 113 500 043 141 553 925 297 299 350 435 304 690 664 107 808 881 761 480 48 940 917 98 124 907 181 556 237 381 322 443 680 221 282 1 060 022 818 2019 2020 2021 2022 2023 2024 1 134 311 960 1 201 900 732 1 167 385 073 1 133 776 588 1 120 773 566 1 100 764 577 1 456 560 792 1 748 128 200 1 767 899 495 1 790 088 069 1 824 210 359 1 863 012 556 2025 2026 2027 2028 2029 2030 1 076 429 997 1 063 165 665 1 064 182 537 870 460 611 862 933 145 868 657 603 1 918 645 412 1 958 536 154 1 963 718 714 1 982 300 738 2 007 134 272 2 043 317 674 * Pour les bénéfices non quantifiables, veuillez vous reporter aux pages de synthèse et à la section de la base de la preuve principale Période budgétaire des économies d’émissions de carbone (MT CO2e) Secteur Secteur énergétique Transport Lieux de travail et industrie Domiciles Déchets Agriculture Public Total Rentabilité URN: 13D/004 Économies d’émissions (MT CO2e) - Par période budgétaire CB I; 2008-2012 CB II; 2013-2017 CB III; 2018-2022 Négocié Non négocié Négocié Non négocié Négocié Non négocié Négocié Non négocié Négocié Non négocié Négocié Non négocié Négocié Non négocié Négocié Non négocié % de la durée des émissions négociées ci-dessous comparateur de coût % de la durée des émissions non négociées cidessous comparateur de coût 0 0 0 0 0,01 0,03 0,01 0,01 0 0 0 0 0 0 0,02 0,04 0 0 0 0 0,32 0,77 0,80 0,86 0 0 0 0 0 0 1,12 1,63 0 0 0 0 0,99 2,81 3,68 4,32 0 0 0 0 0 0 4,67 7,13 100 % 100 % Page 5 Sommaire Glossaire................................................................................................................ 11 Partie A: Introduction et nouvelle analyse .......................................................... 12 1 Introduction ................................................................................................... 13 1.1 Contexte et vue d’ensemble stratégique ...................................................... 13 1.2 Justification de l’intervention du gouvernement............................................ 15 1.3 Objectifs de la politique ................................................................................ 16 1.4 Le cas économique du compteur intelligent ................................................. 17 1.4.1 Bénéfices ........................................................................................... 18 1.4.2 Coûts ................................................................................................. 19 1.4.3 Conséquences économiques ............................................................. 20 1.5 Portée de la présente évaluation d’impact ................................................... 21 2 Nouvelle analyse ........................................................................................... 22 2.1 Présentation ................................................................................................ 22 2.2 Modifications d’ordre méthodologique et mises à jour du modèle ................ 23 2.3 Modifications à apporter aux hypothèses et calendrier de planification ........ 24 2.4 Poursuite de l’élaboration des spécifications techniques ............................. 25 2.4.1 Suppression de l’exigence provisoire pour un clavier dans chaque compteur ......................................................................................................... 25 2.4.2 Configuration du centre de communication ........................................ 26 2.4.3 Moment à partir duquel la solution HAN de 868 MHz est censée être disponible ........................................................................................................ 26 2.4.4 Multiples systèmes de communication dans des installations d’alimentation en carburant divisées avant la mise à disposition d’une solution HAN de 868 MHz............................................................................................. 27 2.4.5 Impact global des changements induits dans les spécifications techniques ....................................................................................................... 27 2.5 Mise à jour des éléments de preuve à partir des processus d’achat de licences DCC et des fournisseurs de services de données et de communication 27 2.5.1 Impacts des informations mises à jour relatives aux coûts ................. 28 2.5.2 Conséquences liées à la mise à jour d’informations au sujet du niveau de couverture durable ...................................................................................... 29 2.5.3 Conséquences liées à la mise à jour d’informations au sujet des défaillances des systèmes de communication ................................................. 29 2.5.4 Impact global de changements induits par le processus de passation des marchés .................................................................................................... 30 2.6 Hypothèses mises à jour des coûts des compteurs installés au cours de la phase de fondation .............................................................................................. 30 2.6.1 Caractère additionnel des réductions des coûts des contrats de communication passés pendant la phase de fondation .................................... 30 2.6.2 Étude de l’augmentation des risques auxquels sont confrontées les installations lors de la phase de fondation ....................................................... 31 2.6.3 Coûts plus généraux pour la mise en place et l’intégration de l’infrastructure des communications et des données lors de la phase de fondation ......................................................................................................... 32 2.6.4 Impact global des changements ......................................................... 33 2.7 Mise à jour des estimations en matière de coûts de gouvernance et d’administration ................................................................................................... 33 2.7.1 Gouvernance ..................................................................................... 33 2.7.2 Protection des données et garantie de la sécurité .............................. 34 2.7.3 Impact global des changements apportés à la gouvernance et l’assurance ...................................................................................................... 34 2.8 Variations des hypothèses exogènes........................................................... 34 URN: 13D/004 Page 6 Partie B: Mise en place du compteur intelligent pour le secteur domestique .. 36 3 Base de la preuve .......................................................................................... 40 3.1 Présentation ................................................................................................ 40 3.2 Contre-hypothèse ........................................................................................ 40 3.3 Coûts des compteurs intelligents ................................................................. 42 3.3.1 Coûts de l’IHD, du compteur, de l’équipement de communication et de l’installation ...................................................................................................... 43 3.3.2 Coûts incombant à la DCC ................................................................. 45 3.3.3 Coûts du système incombant aux fournisseurs et autres participants de l’industrie ......................................................................................................... 46 3.3.4 Coût en capital ................................................................................... 48 3.3.5 Coûts d’énergie .................................................................................. 48 3.3.6 Augmentation des coûts liés aux relevés manuels des compteurs de base restants ................................................................................................... 48 3.3.7 Coûts d’élimination ............................................................................. 49 3.3.8 Frais juridiques et organisationnels .................................................... 49 3.3.9 Coûts associés aux activités d’engagement des consommateurs ...... 49 3.3.10 Coûts entourés d’incertitudes pendant le début de la phase de fondation ......................................................................................................... 52 3.4 Avantages des compteurs intelligents .......................................................... 54 3.4.1 Avantages pour le consommateur ...................................................... 55 3.4.2 Bénéfices des fournisseurs ................................................................ 59 3.4.3 Avantages pour le réseau .................................................................. 66 3.4.4 Bénéfices découlant du transfert de charge d’électricité ..................... 71 3.4.5 Avantages liés au carbone et à l’échelle du Royaume-Uni ................. 75 3.4.6 Avantages sur la qualité de l’air.......................................................... 76 3.4.7 Bénéfices non quantifiés .................................................................... 76 4 Résultats domestiques ................................................................................. 81 4.1 Coûts, bénéfices et VAN .............................................................................. 81 4.2 Impacts en termes de répartition.................................................................. 82 4.2.1 Les impacts des compteurs intelligents sur les factures d’énergie des ménages ......................................................................................................... 82 4.2.2 Coûts échoués ................................................................................... 85 4.2.3 Amélioration de la réglementation et de impact net pour les entreprises (EANCB - coût net annuel équivalent pour les entreprises) ............................. 86 4.3 Risques ....................................................................................................... 87 4.3.1 Coûts: Réduction des risques et biais optimiste ................................. 87 4.3.2 Bénéfices: analyse de sensibilité........................................................ 89 5 Résultats détaillés du secteur domestique ................................................. 91 Partie C: Mise en place de compteurs intelligents pour le secteur non domestique ............................................................................................................ 93 6 Base de la preuve .......................................................................................... 97 6.1 Présentation ................................................................................................ 97 6.2 Différences entre l’analyse du secteur domestique et l’analyse du secteur non domestique.......................................................................................................... 97 6.2.1 Vue d’ensemble des différences dans le traitement des coûts et des bénéfices dans le secteur non domestique ...................................................... 97 6.2.2 Nombres de compteurs et niveau de base de la consommation d’énergie à usage non domestique .................................................................. 98 6.2.3 Compteurs avancés vs. compteurs intelligents................................. 100 6.2.4 Utilisation de la DCC ........................................................................ 102 6.3 Contre-hypothèse ...................................................................................... 103 6.3.1 Compteurs avancés vs. compteurs intelligents................................. 104 6.3.2 Bénéfices liés à l’utilisation de la DCC ............................................. 104 6.3.3 Consommation d’énergie dans le scénario contrefactuel ................. 104 URN: 13D/004 Page 7 6.4 Coûts des compteurs intelligents ............................................................... 104 6.4.1 Coûts des IHD, des compteurs, des équipements de communication et de l’installation ............................................................................................... 105 6.4.2 Coûts liés à la DCC .......................................................................... 108 6.4.3 Coûts des systèmes des fournisseurs et des autres acteurs de l’industrie ....................................................................................................... 108 6.4.4 Coût du capital ................................................................................. 108 6.4.5 Coût de l’énergie .............................................................................. 109 6.4.6 Augmentation des coûts liés aux relevés manuels des compteurs de base restants ................................................................................................. 109 6.4.7 Coûts d’élimination ........................................................................... 110 6.4.8 Frais juridiques et organisationnels .................................................. 110 6.4.9 Coûts associés aux activités d’engagement des consommateurs .... 110 6.4.10 Coûts résultant de l’incertitude dans les premières années de la fondation ....................................................................................................... 110 6.5 Bénéfices liés aux compteurs intelligents ................................................... 114 6.5.1 Bénéfices pour le consommateur ..................................................... 114 6.5.2 Bénéfices pour les fournisseurs ....................................................... 116 6.5.3 Bénéfices pour le réseau.................................................................. 122 6.5.4 Bénéfices liés au transfert de charge de l’électricité ......................... 126 6.5.5 Bénéfices liés au carbone et bénéfices dans l’ensemble du Royaume-Uni ................................................................................................ 130 6.5.6 Bénéfices en matière de qualité de l’air ............................................ 131 6.5.7 Bénéfices non quantifiés .................................................................. 131 7 Résultats dans le secteur non domestique ............................................... 132 7.1 Coûts, bénéfices et VAN ............................................................................ 132 7.2 Impacts en termes de répartition................................................................ 133 7.2.1 Incidences des compteurs intelligents/avancés sur les factures d’énergie à usage non domestique ................................................................ 133 7.2.2 Coûts des actifs irrécupérables ........................................................ 135 7.2.3 Amélioration de la réglementation et impact net pour les entreprises (EANCB - coût net annuel équivalent pour les entreprises) ........................... 136 7.3 Risques ..................................................................................................... 137 7.3.1 Coûts: Réduction des risques et biais optimiste ............................... 137 7.3.2 Bénéfices: analyse de sensibilité...................................................... 138 8 Résultats détaillés du secteur non domestique ........................................ 141 PARTIE D: Informations générales .................................................................... 143 9 Application ................................................................................................... 144 10 Recommandation – prochaines étapes...................................................... 144 11 Mise en œuvre ............................................................................................. 144 12 Suivi et évaluation ....................................................................................... 144 13 Plan de suivi de la mise en œuvre.............................................................. 147 14 Essais d’impact spécifiques ....................................................................... 148 14.1 Évaluation de la concurrence ..................................................................... 148 14.1.1 Impact de la DCC sur la concurrence ............................................... 149 14.1.2 Rapidité de la mise en place ............................................................ 149 14.2 Évaluation des petites et micro-entreprises ............................................... 150 14.3 Assistance juridique ................................................................................... 152 14.4 Développement durable ............................................................................. 152 14.5 Évaluation carbone .................................................................................... 153 14.6 Autres essais relatifs à l’environnement ..................................................... 154 14.7 Santé ......................................................................................................... 155 14.8 Droits de l’homme ...................................................................................... 155 14.9 EI sur l’égalité ............................................................................................ 156 14.10 Protection des données et de la vie privée .......................................... 163 URN: 13D/004 Page 8 14.11 Vérification de la compatibilité des mesures avec les intérêts des zones rurales ..................................................................................................... 164 15 Références ................................................................................................... 166 Vue d’ensemble des tableaux Tableau 2-1: Aperçu des modifications (millions GBP) ............................................ 23 Tableau 3-1: Coûts de l’équipement/de l’installation à la maison (en fonction du dispositif) ................................................................................................................. 43 Tableau 3-2: Ventilation des coûts d’installation ...................................................... 44 Tableau 3-3: Hausses des coûts incombant aux compteurs SMETS initiaux ........... 54 Tableau 3-4: Impacts sur les coûts et bénéfices obtenus à partir des visites sur place évitées (par compteur par an) ................................................................................. 61 Tableau 3-5: Réductions des émissions de CO2 et économies d’énergie ................ 76 Tableau 4-1: Coûts et bénéfices totaux ................................................................... 81 Tableau 4-2: Bénéfices pour le consommateur et le fournisseur ............................. 81 Tableau 4-3: Estimations pour le scénario faible, central et élevé ........................... 81 Tableau 4-4: Bénéfices ........................................................................................... 82 Tableau 4-5: Impact moyen sur la facture d’énergie des ménages (GBP, réel, 2012) ................................................................................................................................ 83 Tableau 4-6: Impacts sur les prix de l’énergie des ménages (GBP, réel, 2012) ....... 83 Tableau 4-7: Facteurs de distorsion optimiste ......................................................... 88 Tableau 4-8: Analyse de la sensibilité pour les bénéfices ........................................ 89 Tableau 4-9: VA des bénéfices individuels au terme de l’analyse de la sensibilité .. 89 Tableau 5-1: Résultats détaillés du secteur domestique (en million GBP) pour le scénario central: ...................................................................................................... 91 Tableau6-1: Nombres de compteurs et consommation d’énergie .......................... 100 Tableau 6-2: Part des bénéfices réalisables pour les compteurs avancés ............. 101 Tableau 6-3: Coûts de l’équipement/de l’installation dans le bâtiment (par dispositif) .............................................................................................................................. 105 Tableau 6-4: Ventilation des coûts d’installation .................................................... 107 Tableau 6-5: Augmentations des coûts pour les compteurs conformes à la première version des SMETS dans le secteur non domestique............................................ 113 Tableau 6-6: Coûts et bénéfices liés aux incidences des visites sur place évitées (par compteur par an) ................................................................................................... 118 Tableau 6-7: Réductions des émissions de CO2 et économies d’énergie .............. 131 Tableau 7-1: Coûts et bénéfices totaux ................................................................. 132 Tableau 7-2: Bénéfices pour le consommateur et le fournisseur ........................... 132 Tableau 7-3: Estimations faible, centrale et élevée ............................................... 132 Tableau 7-4: Bénéfices ......................................................................................... 133 Tableau 7-5: Impact sur le montant moyen des factures d’énergie à usage non domestique pour un client disposant d’une installation double (GBP, réels 2012) . 134 Tableau 7-6: Incidences en matière de prix sur les factures d’énergie à usage non domestique - tous les compteurs intelligents et avancés (GBP, réels 2012) .......... 134 Tableau 7-7: Facteurs de biais optimiste ............................................................... 138 Tableau 7-8: Analyse de sensibilité pour les bénéfices ......................................... 139 Tableau 7-9: VA des différents éléments de bénéfice au terme de l’analyse de sensibilité .............................................................................................................. 140 Tableau 8-1: Résultats détaillés du secteur non domestique obtenus en utilisant le modèle (en millions de livres sterling) pour le scénario central .............................. 141 Tableau 14-1: Rapport coût-efficacité dans le secteur domestique........................ 154 Tableau 14-2: Rapport coût-efficacité dans le secteur non domestique ................. 154 URN: 13D/004 Page 9 Aperçu des illustrations Figure 1-1: Aperçu de haut niveau des avantages (millions GBP) ........................... 19 Figure 1-2: Aperçu de haut niveau des coûts (millions GBP) ................................... 20 Figure 2-1: Mise à jour du profil de mise en place ................................................... 25 URN: 13D/004 Page 10 Glossaire ACEEE - Conseil américain pour une économie énergétiquement efficace CAPEX - Dépenses en capital CERT - Objectif de réduction des émissions carbone CML - Minutes perdues du client CRC - Efficacité énergétique CRM − Gestion de la relation client DCC - Entreprise de données et de communications DNO - Opérateurs du réseau de distribution DPCR5 - Révision du contrôle des prix de distribution 5 EDRP - Projet de recherche sur la demande d’énergie ENA - Association des réseaux énergétiques ENSG - Groupe de stratégie des réseaux d’électricité ESCO - Société de services énergétiques ESCOs - Sociétés de services énergétiques ESMIG - European Smart Metering Industry Group (Groupe industriel européen de compteur intelligent) EV - Véhicule électrique GHG - Gaz à effet de serre GPRS - General Packet Radio Service GSM - Système global de communications mobiles HAN - Réseau de zone résidentielle IDTS - Spécification technique de l’ébauche industrielle IHD - Affichage à domicile IT - Technologie de l’information LAN - Réseau local VAN - Valeur actuelle nette O & M - Opération et maintenance Ofgem - Bureau des marchés de gaz et d’électricité OPEX - Dépenses opérationnelles PPM - Compteur de prépaiement PV - Valeur actuelle RFI - Demande de renseignements RTD - Affichage en temps réel SEC - Code de l’énergie intelligente SMETS - Spécification de l’équipement technique du compteur intelligent SMIP - Programme de mise en place du compteur intelligent SPC - Prix virtuel du carbone ToU - Temps d’utilisation (tarif) UEP - Mise à jour des projections en matière d’énergie WAN - Réseau étendu URN: 13D/004 Page 11 Partie A: Introduction et nouvelle analyse URN: 13D/004 Page 12 1 Introduction 1.1 Contexte et vue d’ensemble stratégique Le gouvernement s’est engagé à mettre en œuvre des compteurs intelligents dans le cadre de son programme de coalition2. La politique sur le compteur intelligent soutient le programme de plus grande envergure du gouvernement en faveur d’un objectif plus ambitieux de réduction des émissions de carbone de l’UE d’ici à 2020, en encourageant l’investissement dans les énergies renouvelables, les prix de rachat et l’efficacité énergétique des résidences par le biais du «green deal» (contrat vert). Les compteurs intelligents joueront un rôle important pour soutenir ces politiques et ces objectifs, en aidant directement les consommateurs à comprendre leur consommation d’énergie et à faire des économies, en réduisant les coûts des fournisseurs, en autorisant de nouveaux services, en facilitant la gestion de la demande, ce qui contribuera à réduire les risques liés à l’approvisionnement et à nous aider à atteindre nos objectifs en matière de durabilité et d’accessibilité financière. Le compteur intelligent est un instrument clé du futur réseau intelligent et nous permet de faciliter le déploiement d’énergies renouvelables et de véhicules électriques. En outre, dans le cadre du troisième lot de mesures de libéralisation énergétique adopté le 13 juillet 2009, les États membres de l’UE sont tenus, sous réserve de l’évaluation économique, «d’assurer la mise en œuvre de systèmes intelligents de mesure qui favorisent la participation active des consommateurs dans les marchés de l’électricité et du gaz», en d’autres termes, pour mettre en place une certaine forme de compteurs intelligents dans des locaux d’habitation, sous réserve des résultats obtenus à partir d’une évaluation économique. Pour l’électricité, dans le cas où la mise en place de compteurs intelligents donne lieu à une évaluation favorable, au moins 80 % des consommateurs qui jugent de façon positive cette mise en œuvre doivent être équipés de systèmes intelligents de mesure d’ici à 2020. Pour le gaz, dans le cas où l’évaluation économique est positive, les États membres sont tenus d’établir un calendrier pour la mise en œuvre de systèmes intelligents de mesure. Le Conseil européen et le Parlement européen sont parvenus à un accord sur une directive relative à l’efficacité énergétique de l’UE (CEE) en juin 2012, et elle est entrée en vigueur en novembre 2012. Les États membres doivent mettre en œuvre la directive au plus tard le 5 juin 2014. La directive est vaste et contient de nouvelles dispositions concernant l’efficacité énergétique, tant du côté de la demande que de l’offre, y compris les compteurs intelligents, pour permettre à l’UE d’être sur la bonne voie en vue d’atteindre son objectif de réduction de la consommation d’énergie primaire de 20 % d’ici 2020. Sur le marché non domestique, les fournisseurs d’énergie sont déjà tenus de veiller à ce que, d’ici à avril 2014, l’énergie fournie à des sites d’électricité plus importants (définis comme appartenant à des catégories de profil comprises entre 5 et 8) et des sites de gaz plus importants (définis comme appartenant aux sites d’une consommation supérieure à 732 MWh par année) est mesurée par un compteur intelligent. Depuis avril 2009, de tels compteurs ont également dû être fournis lors de la nouvelle installation ou du remplacement d’un compteur. La présente évaluation d’impact (EI) contient l’analyse qui cible les sites plus petits restants (ceux 2 HMG, «La Coalition: notre programme de gouvernement», 2010. URN: 13D/004 Page 13 appartenant à des catégories de profil d’électricité 3 et 4 et ceux d’une consommation de gaz inférieure à 732 MWh par an). La présente évaluation d’impact examine le déploiement de compteurs de gaz et d’électricité intelligents dans des locaux d’habitation et dans des plus petits locaux non domestiques en Grande-Bretagne. Les principales caractéristiques de mise en œuvre incluent les points suivants: Les fournisseurs d’énergie seront responsables de la fourniture et de l’installation de compteurs intelligents et sont tenus, conformément à certaines conditions de leur licence, de prendre toutes les mesures raisonnables en vue d’achever la mise en place; Les affichages à domicile (IHD) doivent être offerts aux consommateurs domestiques; L’équipement de mesure doit être conforme aux spécifications techniques relatives aux compteurs de gaz intelligents (SMETS) afin de garantir les fonctionnalités minimales communes et de soutenir l’interopérabilité; Une entreprise centrale de données et de communications (DCC) fournira la plateforme de communication en vue de la transmission sécurisée de données et messages des compteurs intelligents; La DCC sera un organisme agréé réglementé par l’Ofgem. Le travail de conception et de mise en œuvre de la politique du gouvernement a progressé par le biais de différentes étapes. La phase de conception de la politique initiale achevée en mars 2011, avec la publication de la réponse du gouvernement au prospectus du compteur intelligent, confirmant l’approche choisie pour la livraison de compteurs intelligents3. Cet événement a marqué le début de la prochaine phase du programme de mise en place du compteur intelligent (SMIP) - la phase de fondation. L’objectif de la phase de fondation consiste à assurer la préparation de l’étape de la mise en place massive, y compris la réceptivité de l’industrie et l’établissement du cadre réglementaire et commercial nécessaire. Cette phase comprend les travaux visant à établir la DCC et à mettre en place un nouveau code industriel de l’énergie intelligente, qui établit un cadre contractuel, sous-tendu par des réglementations, entre la DCC et ses utilisateurs. En septembre 2013, le secrétaire d’État a accordé des licences à une entreprise pour effectuer le rôle de la DCC, et cette entreprise a signé quatre contrats visant à établir et exploiter les données et les services de communication fournis par la DCC. Toujours en septembre 2013, le secrétaire d’État a désigné les dispositions initiales du SEC. En mai 2013, le DECC a publié un nouveau calendrier au titre duquel les fournisseurs seront tenus d’achever leurs déploiements d’ici la fin 2020. La présente évaluation d’impact tient compte de la version actualisée du calendrier, des profils actuels de déploiement prévisionnel des fournisseurs et des nouvelles informations sur les coûts découlant de l’organisation de concours pour l’octroi de licences de la DCC et de contrats de fournisseurs de service. Elle va de pair avec de nouvelles réglementations visant à compléter le cadre réglementaire. Ces dispositions seront mises en œuvre progressivement et coïncideront dans le temps avec les principaux progrès réalisés dans l’exécution du programme. 3 DECC, Mise en place du compteur intelligent: Réponse au prospectus: document d'ensemble, 2011. URN: 13D/004 Page 14 1.2 Justification de l’intervention du gouvernement Le compteur existant permet de procéder à un simple enregistrement de la consommation d’énergie à collecter, principalement en lisant manuellement le compteur. Même si cette solution permet d’émettre des factures d’énergie, les consommateurs ou les fournisseurs disposent d’opportunités limitées pour utiliser ces informations pour gérer la consommation d’énergie. En moyenne, les fournisseurs savent uniquement la quantité d’énergie qu’un ménage consomme en lisant le compteur une fois par trimestre (ou moins fréquemment), et les consommateurs ont en général uniquement connaissance de la consommation sur une base historique, tous les trois mois, à moins qu’ils s’emploient activement à suivre les indications de leurs compteurs. En outre, bon nombre de ces factures trimestrielles peuvent être basées sur des estimations effectuées par le fournisseur. Le marché énergétique non domestique de petite et de moyenne taille de GrandeBretagne connaît des difficultés similaires sur le plan de la transmission d’informations, à la fois pour les consommateurs et les fournisseurs. Les consommateurs ne disposent pas d’informations dynamiques et utiles visant à leur faciliter la gestion de leur consommation d’énergie. De plus, des problèmes de fiabilité des données et de facturation imposent des coûts aux fournisseurs et consommateurs, ce qui entraîne des conflits au sujet des factures (plaintes) et des problèmes dans le processus de changement de fournisseur, ce qui pourrait entraver la concurrence et déprécier l’expérience client. Les compteurs intelligents et la fourniture d’informations en temps réel permettent de régler ces problèmes, ce qui permettra aux consommateurs d’accéder à des informations plus détaillées sur la consommation d’énergie et les coûts. Tout en favorisant les conseils et le soutien, les consommateurs seront mieux à même de prendre des mesures concrètes pour gérer la consommation d’énergie et les coûts. Une réduction de la consommation d’énergie aura également pour effet de réduire les externalités négatives de la société à partir de l’émission de carbone. Les compteurs intelligents prévoient une communication à distance en encourageant, entre autres, une collecte plus efficace d’informations sur la facturation et l’identification des erreurs du compteur. Les informations obtenues à partir du compteur, sous réserve des dispositions relatives aux données appropriées, à la vie privée et au contrôle de l’accès, nous aideront à mettre en place des structures tarifaires plus sophistiquées et des approches de gestion de la demande qui pourraient être utilisées pour promouvoir davantage un comportement énergétiquement efficace des consommateurs et des fournisseurs. Le compteur intelligent est une technologie habilitante qui permettra de régler un certain nombre de problèmes allant dans le sens d’une plus grande décentralisation des réseaux électriques et d’un réseau intelligent. Il y a là des effets externes positifs découlant de la mise en place de compteurs intelligents qui ne seraient pas pris en compte dans les décisions des investisseurs privés. Sans l’intervention du gouvernement qui assure l’interopérabilité technique et commerciale, les propriétaires de compteurs sur des marchés compétitifs font face à de plus grands risques de perdre la valeur du compteur lorsque les clients changent de fournisseur d’énergie. Dans la mesure où le fournisseur d’accueil pourrait ne pas être en mesure ou ne pas vouloir utiliser les technologies intelligentes, il pourrait également se montrer réticent à couvrir l’intégralité des coûts. En raison de ce risque de diminution de la valeur de l’actif et de l’investissement incertain en résultant, URN: 13D/004 Page 15 l’absence d’interopérabilité est un grand obstacle à la mise en place universelle de compteurs intelligents en l’absence d’un mandat émanant du gouvernement. Il pourrait également y avoir un risque que certains fournisseurs déploient uniquement un compteur intelligent qui maximise leurs propres économies, mais qui ne fournirait pas l’ensemble des bénéfices pour le consommateur (par exemple, en ne fournissant pas un IHD). De même, un compteur intelligent fourni sans mandat pourrait ne pas permettre la réalisation de bénéfices systémiques plus importants, en favorisant par exemple la gestion de la demande ou des fonctions du réseau intelligent auxquelles sont soumis les différents agents responsables de la mesure. En l’absence de l’intervention du gouvernement, il est donc difficile de juger si un grand déploiement de compteurs intelligents aurait lieu. La technologie de comptage intelligent ou avancé est disponible depuis un certain nombre d’années, sans pour autant recourir aux opérateurs du compteur domestique (fournisseurs d’énergie) avant l’annonce d’un mandat émanant du gouvernement. Dans le secteur non domestique, les entreprises ont déjà mis en place des compteurs intelligents/avancés intégrés ou ont modernisé des éléments avancés pour les compteurs simplifiés. Toutefois, en l’absence d’intervention du gouvernement, les réactions des participants au marché donnent à penser que très peu de compteurs seulement (rarement plus de 50 %) seraient progressivement remplacés par des compteurs intelligents ou avancés, permettant ainsi d’atteindre une partie des avantages éventuels. L’expérience d’autres pays montre que les fournisseurs et d’autres parties intéressées ont très peu de chances de s’engager pleinement dans le comptage intelligent jusqu’à ce que l’État requiert explicitement la fourniture de compteurs intelligents ou exige la prestation de services qui ne peuvent pas être livrés, ou ne sont pas rentables, sans compteur intelligent. Compte tenu de l’asymétrie d’information, de l’existence d’effets externes, de la dispersion des incitations à l’investissement et des problèmes d’interopérabilité qui résulteraient du fait de ne pas avoir une mise en place mandatée, une mise en place universelle des compteurs intelligents libérant l’ensemble des avantages pour la société ne pourrait survenir qu’avec l’intervention du gouvernement. 1.3 Objectifs de la politique Les objectifs de l’intervention du gouvernement sur la mise en place de compteurs intelligents dans le cadre du programme sont les suivants: Promouvoir des économies d’énergie rentables, permettant à tous les consommateurs de mieux gérer leur consommation d’énergie et leurs dépenses et de faire des économies de carbone; Promouvoir une demande d’électricité plus souple et rentable, de manière à faciliter les mutations anticipées dans le secteur de l’approvisionnement en électricité et à réduire les coûts associés à la livraison (production et distribution) d’énergie; Promouvoir une concurrence efficace sur tous les marchés concernés (approvisionnement en énergie, fourniture de compteurs et services énergétiques et automatisation domestique); Fournir de meilleurs services à la clientèle par l’intermédiaire de fournisseurs d’énergie, y compris des changements plus faciles de fournisseur et une transparence des prix, des factures exactes et des nouvelles options de tarification et de formules de paiement; URN: 13D/004 Page 16 Fournir aux utilisateurs un appui au programme, en se fondant sur la reconnaissance des bénéfices pour les consommateurs et de l’équité, et la confiance dans les dispositions prises pour la protection des données, l’accès et l’utilisation; Veiller à ce que la fonctionnalité appropriée et des informations fournies en temps utile soient assurées grâce à des compteurs intelligents ainsi qu’à la structure de communication rentable, pour soutenir le développement de réseaux intelligents; Favoriser la simplification des processus industriels ainsi que l’amélioration des services et les économies de coûts qui en résultent; Veiller à ce que les dépendances à l’égard des compteurs intelligents de plus grandes zones bénéficiant d’avantages publics potentiels soient identifiées et incluses dans le cadre du dossier stratégique pour le programme, lorsqu’elles sont justifiées sur le plan de la rentabilité et ne sauraient compromettre ou mettre en péril les objectifs du programme; Fournir toutes les exigences nécessaires en matière de conception, un cadre réglementaire et commercial et des activités de soutien, de façon à assurer le développement en temps utile et la mise en œuvre rentable de compteurs intelligents, et à atteindre des objectifs d’étape du programme; Veiller à ce que l’infrastructure de communication et les dispositions de gestion des données et de mesure satisfassent aux besoins nationaux en matière de sécurité et de résilience et gagnent la confiance des parties prenantes; et, Gérer les coûts et les bénéfices imputables au programme, en vue d’atteindre les avantages économiques nets repris dans le dossier stratégique. 1.4 Le cas économique du compteur intelligent L’analyse coûts/bénéfices d’une mise en place mandatée de compteurs intelligents a été exécutée et développée depuis 2008. L’analyse et les éléments de preuve ont été revus et mis à jour avant de prendre un point de décision clé du programme. Les coûts et bénéfices ont été quantifiés en collectant des renseignements auprès des principales parties prenantes, y compris les entreprises, les associations de consommateurs et les milieux universitaires. Les hypothèses ont été largement consultées et établies par rapport à des éléments de preuve internationaux, et ont fait l’objet d’un examen par des spécialistes. Les coûts et les avantages examinés et les résultats de l’analyse économique sont exposés à un haut niveau ci-après. Les travaux analytiques sur les trois années de l’élaboration de la politique et sur les deux premières années de la phase de Fondation ont été soutenus par la modélisation et l’analyse des coûts et bénéfices à partir d’un éventail de sources, notamment Mott Macdonald, Baringa Partners, Redpoint Consulting et PA Consulting Group, et ont été présentés dans une série de publications depuis 2008, parmi lesquels un certain nombre d’évaluations d’impact (EI)4. En 2009, les évaluations d’impact ont fait part de l’évaluation de solutions alternatives pour le modèle de marché privilégié en vue du déploiement. Les options déjà examinées et abandonnées incluent un modèle de concurrence complet, un modèle centralisé complet et un déploiement mené par un opérateur du réseau de distribution. En 2010 et 2011, le gouvernement a examiné plusieurs options pour la 4 BERR, Évaluation d'impact de la mise en place de compteurs intelligents pour les consommateurs domestiques et les petites entreprises, avril 2008, et DECC, Évaluation d'impact de la mise en place de compteurs intelligents pour le secteur domestique, avril 2012. URN: 13D/004 Page 17 mise en œuvre du modèle de marché privilégié: une phase de mise en œuvre effectuée par le fournisseur avec la fourniture centralisée de communications et de services de données. Les options détaillées de conception de la politique ont été examinées et évaluées. Parmi ces options, on pouvait notamment citer la date d’achèvement, la mise en place et la portée de la DCC, la fonctionnalité du compteur intelligent, la stratégie de déploiement et la stratégie pour l’engagement des consommateurs. En mars 2011, le gouvernement a publié ses conclusions, ainsi qu’une analyse d’impact (ci-après dénommée AI mars 2011) qui présentait une analyse des éléments suivants: La fonctionnalité de la solution de compteurs intelligents, y compris les compteurs, l’équipement de communication, le matériel de transmission et les IHD; La durée de la période de mise en œuvre; Le champ d’application et la mise en place de la DCC centrale; La stratégie de mise en œuvre pour la mise en place massive, y compris l’établissement de la DCC; et les obligations et les protections qui doivent être mises en place avant que les données de la DCC et les services de communication soient mises à disposition. Des spécifications détaillées relatives à l’équipement technique du compteur intelligent (SMETS) ont été développées ultérieurement, ce qui a conduit à la publication de deux nouvelles évaluations d’impact en août 2011 et en avril 2012. En 2012, nous avons pris des mesures législatives pour réglementer la licence de la DCC et pour permettre l’octroi concurrentiel de ces licences. Nous avons également apporté des modifications aux conditions de la licence des fournisseurs d’électricité et de gaz en les obligeant à: mettre en place des compteurs intelligents d’ici à la fin de l’année 2019; proposer des affichages à domicile; et établir un code de protection des consommateurs réglementant l’installation. En 2013, nous avons d’ailleurs réalisé la seconde et la troisième tranche des modifications de la licence d’énergie, qui portent sur des domaines tels que la participation des consommateurs, l’accès aux données et la proposition de vie privée, les besoins en information pour le suivi et l’évaluation, les exigences relatives à la sécurité de l’étape du fondement, les conditions pour faire partie du Code de l’énergie intelligente, et les conditions qui garantissent la fourniture de fonctionnalités du compteur intelligent aux consommateurs. En février 2013, le DECC a notifié une partie de la seconde version des SMETS de la Commission européenne (CE), qui a été approuvée par la suite et à laquelle a été jointe une EI mise à jour. La présente évaluation d’impact accompagne d’autres dispositions nécessaires pour compléter le cadre réglementaire. 1.4.1 Bénéfices En bénéficiant d’informations sur la consommation d’énergie, les consommateurs sont tenus de faire des économies d’énergie réalisées grâce à un renforcement de l’efficacité énergétique de leur comportement. Cette réduction de l’utilisation d’énergie implique également des économies de carbone, qui prennent la forme d’une diminution des achats d’allocation dans le cadre du système communautaire d’échange de quotas d’émission (SCEQE), dans le but de réaliser des économies d’énergie et de diminuer les émissions découlant de la consommation de gaz. En parallèle, les compteurs intelligents permettront aux fournisseurs de faire un éventail d’économies en termes de coûts d’exploitation. Ils éliminent la nécessité d’effectuer URN: 13D/004 Page 18 des visites sur place pour effectuer les lectures sur le compteur et doivent contribuer à réduire le trafic du centre d’appels des fournisseurs, grâce à la réduction des demandes de renseignements concernant le montant estimatif des factures. En outre, les compteurs intelligents sont censés faire en sorte que le processus de changement de consommateurs soit moins coûteux et plus simple, grâce à une facturation exacte et à une rationalisation accrue de l’interaction entre les parties impliquées. Les fournisseurs devraient voir s’améliorer la détection des vols et la gestion de la dette; et les consommateurs seront également en mesure de jouer un rôle en évitant l’accumulation de la dette en ayant accès à des informations précises relatives à l’énergie en temps quasi réel. Les opérateurs du réseau seront en mesure d’améliorer l’approvisionnement des coupures d’électricité et de résoudre les pannes du réseau plus efficacement, une fois qu’un nombre important de compteurs intelligents auront été mis en place; et ils seront en mesure de réaliser davantage d’économies en prenant des décisions plus ciblées et documentées concernant l’investissement. En proposant des tarifs en fonction de l’heure d’utilisation, dont la tendance consiste à faire passer une partie de la production d’électricité sur des heures creuses, les compteurs intelligents devraient également permettre de réaliser des économies tant au niveau de la distribution que de l’investissement dans la capacité de production. Même si les bénéfices associés ne sont pas encore quantifiés, cette mise en place facilitera aussi la mise au point de réseaux plus intelligents. Figure 1-1: Aperçu de haut niveau des avantages (millions GBP) Économies d'énergie Économies du fournisseur Avantages pour le réseau Transfert de charge de pointe Bénéfices à l'échelle du Royaume-Uni (carbone) 1.4.2 Coûts Les coûts de la mise en œuvre peuvent être catégorisés de la façon suivante. Les fournisseurs d’énergie seront nécessaires pour financer les frais en capitaux des compteurs intelligents et des IHD. De plus, ils paieront l’installation, l’exploitation et la maintenance de cet équipement, ainsi que le centre de communications (qui établit un lien entre le(s) compteur(s) d’un bien immobilier appartenant à un fournisseur, par l’intermédiaire de la DCC). La DCC a récemment obtenu sa licence et est responsable de la gestion des achats et des marchés relatifs à la gestion des URN: 13D/004 Page 19 données et des services de communication qui soutiendront le compteur intelligent. Les systèmes de communication seront assurés par la DCC. La mise en place des compteurs intelligents requiert aussi d’investir au préalable dans des systèmes de support informatique et la DCC, ainsi que dans leurs opérations en cours. D’autres participants de l’industrie, tels que des opérateurs du réseau de distribution (DNO) devront également améliorer leurs systèmes en vue de s’intégrer dans le réseau des compteurs intelligents. D’autres coûts découlent notamment de l’accélération de l’élimination des compteurs de base qui ont été remplacés, de l’énergie consommée par le compteur intelligent lui-même, et du lancement d’une stratégie d’engagement du consommateur ainsi que du soutien apporté à cette dernière. L’analyse tient également compte du relevé de plus en plus inefficace des compteurs simplifiés dans la mesure où la mise en place progresse, aussi connu en tant qu’«inefficacités du relevé sur place». Figure 1-2: Aperçu de haut niveau des coûts (millions GBP) Compteur & IHD (capex et opex) Installation Systèmes de communication (capex) Services DCC Coûts du système incombant aux fournisseurs et autres participants Autres coûts 1.4.3 Conséquences économiques En prenant en compte le total des coûts escomptés de la valeur actuelle (VA) de 10,5 milliards GBP et le total des bénéfices de la VA de 14,8 milliards GBP jusqu’à 2030, la valeur actuelle nette (VAN) de la mise en place domestique des compteurs intelligents en Grande-Bretagne est estimée à 4,3 milliards GBP. Les bénéfices bruts à usage non domestique sont estimés à environ 2,3 milliards GBP, qui tiennent compte des coûts bruts d’environ 0,5 milliard GBP et d’une valeur actuelle nette d’environ 1,9 milliard GBP. Dans les deux secteurs, l’avantage net escompté s’élève à 6,2 milliards GBP. Grâce au fait que les consommateurs utilisent l’énergie plus efficacement et que les fournisseurs atteignent des économies de coûts nets, la mise en place du système devrait permettre de réduire la moyenne des factures d’électricité et de gaz des ménages de 26 GBP en 2020 et de 43 GBP en 2030. La double installation non domestique d’alimentation en carburant devrait permettre de réaliser des économies sur les factures d’environ 200 GBP en 2020 et de 174 GBP en 2030. URN: 13D/004 Page 20 1.5 Portée de la présente évaluation d’impact Les coûts et avantages substantiels de la politique du gouvernement sur les compteurs intelligents ont été couverts dans le cadre d’évaluations d’impact intégrales publiées et mises à jour depuis 2008. La mise en place de compteurs intelligents impliquera de mettre en place un large éventail de dispositions commerciales, techniques et opérationnelles qui doivent être énoncées dans un code industriel: le code de l’énergie intelligente (SEC). Le SEC constitue le cadre contractuel détaillé, avec l’appui de la réglementation, qui soutient la mise en service des compteurs intelligents - en tant que telles, toutes les répercussions importantes précédemment identifiées dans le cadre de l’EI du programme sur les compteurs intelligents découlent du SEC. La présente EI reflète l’impact économique global de la mise en place, sur la base des derniers éléments de preuve disponibles. Cette dernière comprend les informations mises à jour relatives aux coûts à la suite de la conclusion de l’achat du titulaire de la DCC ainsi que des fournisseurs de services de données et de communication en septembre 2013, et couvre également la mise à jour des coûts qui résulte de l’application du nouveau code. Par rapport à l’EI publiée en janvier 2013, la VAN combinée des secteurs domestique et non domestique est passée de 6 659 millions GPM à 6 214 millions GPM. Cette VAN réduite est passée de 4 397 millions GBP à 4 337 millions GBP pour le secteur domestique et de 2 262 millions GBP à 1 876 millions GBP pour le secteur non domestique. URN: 13D/004 Page 21 2 Nouvelle analyse 2.1 Présentation De nouvelles analyses ont été réalisées afin d’intégrer les éléments de preuve les plus récents et de mettre à jour la conception de bout en bout du compteur intelligent. Les principaux domaines nécessitant des changements en termes de coûts et d’avantages de cette évaluation d’impact sont les suivants: Dans le respect des meilleures pratiques, les modèles de coûts et de bénéfices économiques destinés à la production de cette évaluation d’impact ont fait l’objet au fil des ans d’un contrôle externe normal qui a débouché sur des prises de décisions importantes. Cela a permis de s’assurer que le modèle reste adéquat afin de remplir l’objectif prévu et constitue une représentation fiable du coût escompté et des impacts bénéfiques du compteur intelligent. À la suite d’un audit externe du modèle en 2013, un certain nombre d’améliorations ont été appliquées à ce modèle. Les hypothèses de planification à la base de la modélisation des coûts et bénéfices ont été mises à jour afin de les conformer à la version révisée du calendrier de mise en œuvre et aux éléments de preuve disponibles. Il s’agit notamment de mettre à jour l’analyse à prendre en compte des derniers plans de mise en œuvre des fournisseurs et de la version révisée du calendrier de livraison du programme de mise en œuvre de compteurs intelligents (SMIP). En juillet 2013, le SMIP a publié la partie (b) de la réponse à une consultation concernant la deuxième version des spécifications techniques relatives aux équipements de comptage intelligents (SMETS 2)5. L’EI a été actualisée pour tenir compte des mises à jour des éléments de preuve dans les domaines des claviers numériques, des configurations du centre de communication et du réseau de zone résidentielle (HAN). En septembre 2013, le DECC a conclu la procédure d’octroi de licence pour la DCC et l’achat de données et de services de communication au nom de l’industrie de l’énergie. Les éléments de preuve obtenus grâce à ces processus (par exemple, frais d’infrastructure et d’équipements) ont été intégrés au modèle coût/bénéfice et ressortent dans la présente EI mise à jour. En juillet 2013, le programme a publié une réponse finale à une consultation au sujet de l’approche réglementaire pour les compteurs intelligents installés au cours des premières phases de cette mise en place, à savoir la phase de fondation. De nouveaux éléments de preuve obtenus par le biais de 5 DECC, Programme de mise en place du compteur intelligent: réponse du gouvernement à la réunion consultative sur la deuxième version des spécifications techniques relatives aux équipements de comptage intelligents, partie 2, 2012. URN: 13D/004 Page 22 consultations et la modélisation révisée visant à refléter les différents points de vue de la politique finale ont été intégrés à cette EI. Les déductions pour amortissement existantes destinées aux coûts organisationnels ont été révisées et mises à jour à la lumière des développements plus approfondis des dispositions réglementaires dans le cadre du SEC. Les prévisions de coût concernant la gestion de l’industrie du compteur intelligent dans le cadre de la DCC ainsi que concernant les procédures de protection des données et d’assurance de la sécurité ont été mises au point et intégrées dans l’analyse. Enfin, l’analyse a été mise à jour pour tenir compte des dernières hypothèses et prévisions au sujet des prix des combustibles fossiles, des prix du carbone, des facteurs d’émission de carbone, de la consommation d’énergie et du nombre de compteurs dans les secteurs à la fois domestique et non domestique. Le tableau ci-dessous résume les effets de ces changements sur les coûts et bénéfices. Tableau 2-1: Aperçu des modifications (millions GBP) EI janvier 2013 Modifications méthodologiques Hypothèses et calendrier de planification Spécifications techniques Achat Fondation Gouvernance et administration Hypothèses exogènes EI octobre 2013 vs EI janvier 2013 Valeur actuelle nette (VAN) 6 659 GBP 6 657 GBP Coûts en valeur actuelle 12 115 GBP 12 200 GBP Bénéfices en valeur actuelle 18 774 GBP 18 857 GBP 6 090 GBP 6 188 GBP 6 563 GBP 6 532 GBP 6 414 GBP 6 214 GBP 6 214 GBP 11 416 GBP 11 320 GBP 10 793 GBP 10 823 GBP 10 941 GBP 10 927 GBP 10 927 GBP 17 507 GBP 17 509 GBP 17 355 GBP 17 355 GBP 17 355 GBP 17 141 GBP 17 141 GBP Variation de la VAN - 2 GBP - 567 GBP + 98 GBP + 375 GBP - 31 GBP - 118 GBP - 200 GBP - 445 GBP Le reste de la présente section décrit de façon plus détaillée les changements apportés à l’évaluation économique. 2.2 Modifications d’ordre méthodologique et mises à jour du modèle Un audit externe détaillé a été réalisé entre janvier et mars 2013 par Baringa Partners pour assurer la qualité des données de référence selon lesquelles l’analyse économique est réalisée. L’audit a révélé un certain nombre de domaines appelant des améliorations, qui ont été mises en œuvre. En outre, Baringa Partners a apporté un certain nombre d’améliorations au modèle, avant tout pour intégrer les informations obtenues dans le cadre des procédures URN: 13D/004 Page 23 d’achat de la DCC et du fournisseur de services de la DCC dans le modèle coût/bénéfice. L’effet cumulé de ces modifications apportées à la version type était neutre sur la VAN6. 2.3 Modifications à apporter aux hypothèses et calendrier de planification En mai 2013, le DECC a annoncé des modifications du plan et du calendrier pour la mise en place à l’issue des tests avec l’industrie, en prenant le temps nécessaire pour les phases de conception, de développement et d’essai des compteurs intelligents. Conformément à ce plan révisé et au calendrier, le profil de phase de lancement dans l’évaluation d’impact (voir figures 2 et 3) suppose désormais que les fournisseurs commenceront le déploiement de la phase de mise en place à pleine échelle à l’automne 2015 et l’achèveront d’ici fin 20207. En août 2013, dans le cadre d’un rapport trimestriel régulier, nous avons reçu des informations provenant de fournisseurs d’énergie, qui tenaient compte des meilleures estimations de volumes annuels d’installation au fil du temps, et nous avons intégré par la suite ces informations dans le modèle coût/bénéfice. La mise à jour de la modélisation coût/bénéfice visant à prendre en compte ces nouveaux éléments de preuve réduit la VAN d’environ 570 millions GBP grâce à une réduction des coûts d’environ 780 millions GBP et à une réduction des bénéfices d’environ 1,35 milliard GBP. Trois effets principaux améliorent l’impact global: Les déploiements estimés ultérieurement entraînent une réduction plus importante des coûts et des bénéfices. Il en résulte une réduction de la VAN étant donné que les avantages l’emportent sur les coûts et par conséquent, que l’effet d’actualisation réduit les bénéfices globaux dans une plus large mesure que les coûts globaux. C’est le principal facteur de la variation de la VAN, décrite ci-dessus; Lorsque les compteurs atteignent leur fin de vie et que le nombre de compteurs intelligents mis en place n’est pas suffisant pour couvrir la fin de vie des produits de remplacement, des frais supplémentaires pour l’installation d’équipements de mesure traditionnels au cours des premières années de la mise en œuvre sont pris en compte; Les derniers plans de déploiement des fournisseurs d’énergie montrent une plus grande compression des installations au cours des dernières années de la période de mise en place massive. En accord avec l’analyse des précédentes évaluations d’impact, nous augmentons les coûts d’installation et des biens lorsque les taux d’installation sont supérieurs à un seuil de 17 %, afin de refléter les potentielles pressions exercées sur la chaîne d’approvisionnement et la disponibilité des effectifs. Alors que le nombre d’années où ce seuil est dépassé est resté le même, le nombre absolu d’installations au cours de ces dernières années a augmenté dans les 6 Cet effet global implique des impacts sur la VAN dans l'une ou l'autre direction. Les changements les plus importants sont une augmentation de la VAN découlant d'une augmentation de l'hypothèse de consommation par mètre durant toutes les années d'évaluation (augmentant la VAN d'environ 150 millions GBP) et de l'ajout du biais d'optimisme aux coûts d'exploitation et de maintenance des compteurs intelligents (réduction de la VAN d'environ 100 millions GBP). 7 DECC, Programme de mise en place du compteur intelligent: plan de livraison, mai 2013. URN: 13D/004 Page 24 derniers profils et par conséquent, un plus grand nombre d’installations sont soumises à des hausses de coûts par rapport aux précédentes évaluations. Figure 2-1: Mise à jour du profil de mise en place EI janvier 2013 Présente EI 2.4 Poursuite de l’élaboration des spécifications techniques La mise en place de compteurs intelligents doit reposer sur des spécifications techniques détaillées, en vue d’assurer l’interopérabilité des équipements déployés par différents fournisseurs, ce qui facilite le changement de fournisseur et à tour de rôle, le choix et la concurrence entre les clients. La première version des SMETS a été publiée en 2012. Le gouvernement a publié sa réponse à la consultation sur la deuxième version des spécifications, SMETS 2, en deux étapes. La première réponse a été publiée en janvier 2013, date à laquelle une version initiale des SMETS 2 a été publiée et notifiée à la Commission européenne. Les éléments restants contenus dans la réponse ont été publiés en juillet 2013. Un certain nombre de décisions figurant dans le document contenant les réponses ont des incidences en termes de coûts et bénéfices et sont prises en compte dans l’établissement de modèles économiques sur lesquels repose cette évaluation d’impact. 2.4.1 Suppression de l’exigence provisoire pour un clavier dans chaque compteur L’EI de janvier 2013 a présenté une déduction pour amortissement de 1,75 GBP par compteur afin de tenir compte de l’exigence provisoire visant à inclure un clavier sur les compteurs intelligents. À l’issue d’une nouvelle analyse (y compris une demande de renseignements et des débats entre les parties prenantes), le programme est parvenu à la conclusion que la décision de mandater un clavier pour tous les compteurs n’était pas justifiée par les éléments de preuve disponibles et par l’analyse des dépenses et risques concernés. La déduction pour amortissement créée en janvier 2013 a ainsi été éliminée de l’analyse coût/bénéfice. URN: 13D/004 Page 25 2.4.2 Configuration du centre de communication Des systèmes de communication établissent un lien entre l’appareil de mesure(s) dans une propriété du fournisseur d’énergie via la DCC. Ils peuvent être reliés au compteur électrique, soit de façon autonome (c’est-à-dire dans un carter séparé et avec sa propre connexion à une source d’énergie), soit de façon intime (à savoir directement connectés au compteur électrique afin de recevoir l’électricité et de former un périmètre sécurisé). Des éléments de preuve supplémentaires ont été reçus concernant les coûts des différentes options de conception et la répartition de l’ensemble de la population par rapport à l’utilisation des différentes options possibles. En réponse à la consultation, l’industrie a exprimé une nette préférence en faveur d’une exigence universelle et normalisée pour des interfaces dans des compteurs électriques ainsi que des systèmes de communication qui s’appuient sur une connexion intime des deux composants. Cette réponse était prévisible afin de répondre aux exigences relatives aux composants pour la grande majorité des installations et réduirait la complexité de la chaîne d’approvisionnement et augmenterait les gains d’efficacité de l’installation à la lumière de la variabilité amoindrie de l’équipement. Par conséquent, les spécifications techniques du système de communication (CHTS) et les SMETS 2 comportent des exigences pour les interfaces entre le système de communication et l’équipement de mesure ou sur un autre connecteur (le «sabot») pour l’approvisionnement énergétique. Même si les coûts des composants d’un système de communication autonome spécifique sont susceptibles d’être inférieurs à ceux d’un système de communication combiné à un sabot, il y a des bénéfices non quantifiables qui sont liés à la simplification de la chaîne d’approvisionnement et aux efficacités de la force de vente. Au vu des éléments de preuve fournis par les fournisseurs, nous supposons désormais que 85 % des systèmes de communication seront déployés dans l’architecture de déploiement intime. Compte tenu des éléments de preuve fournis par les fabricants d’équipement, pour les 15 % de locaux restants pour lesquels une configuration autonome est déployée, nous avons ajouté une déduction pour amortissement de 2,7 GBP afin de refléter la nécessité d’installer un matériel d’interconnexion supplémentaire. À des fins de modélisation, les coûts moyens du compteur électrique ont augmenté d’environ 0,4 GBP pour tenir compte des coûts supplémentaires incombant à l’équipement d’interconnexion. Ces coûts seraient encourus sous forme de matériel supplémentaire nécessaire pour une petite proportion de l’ensemble des installations. 2.4.3 Moment à partir duquel la solution HAN de 868 MHz est censée être disponible Le HAN doit lier tous les équipements déployés dans des locaux (compteurs, système de communication et IHD) et autorise la communication entre ces éléments. La solution HAN de 2,4 GHz disponible à l’heure actuelle ne prévoit pas une propagation totale (à savoir entre tous les éléments) dans 30 % maximum des locaux. Une solution alternative HAN à l’aide d’une largeur de bande de 868 MHz, qui fournira des niveaux supérieurs de propagation, est en cours d’élaboration. La URN: 13D/004 Page 26 modélisation des coûts reflète des visites d’installation non fructueuses et l’installation continue des équipements de mesure traditionnels, lorsqu’aucune propagation de HAN n’est possible, avant la mise à disposition de la solution de 868 MHz. Le programme a mis à jour l’hypothèse de modélisation qui est appliquée dans le cadre de la mise à disposition d’une solution alternative de HAN sans fil, ce qui facilite la communication locale entre les équipements mis en place dans des locaux. L’année de mise à disposition de systèmes de communication utilisant une largeur de bande de 868 MHz est passée de 2015 à 2016, en conformité avec les attentes industrielles actuelles. 2.4.4 Multiples systèmes de communication dans des installations d’alimentation en carburant divisées avant la mise à disposition d’une solution HAN de 868 MHz Dans un nombre très réduit de locaux, où différents prestataires fournissent le gaz et l’électricité, et avant de mettre à disposition une solution HAN de 868 MHz, un compteur électrique intelligent peut être installé à l’aide d’une solution HAN de 2,4 GHz. Cette installation pourrait générer, dans certains scénarios, des coûts d’équipement supplémentaires lorsqu’un compteur de gaz intelligent est installé. Ces coûts figurent désormais dans l’évaluation. 2.4.5 Impact global des changements induits dans les spécifications techniques Au total, les changements concernant les spécifications techniques se sont traduits par une augmentation de la VAN d’environ 100 millions GBP. Ce changement s’explique par une augmentation de la VAN d’environ 150 millions GBP à la suite de la suppression de l’obligation provisoire d’inclure un clavier, ainsi que par les autres changements apportés à la solution de 2,4 ayant de petits effets négatifs sur la VAN. 2.5 Mise à jour des éléments de preuve à partir des processus d’achat de licences DCC et des fournisseurs de services de données et de communication Le programme de mise en place du compteur intelligent a, au cours des deux dernières années et pour le compte de l’industrie de l’énergie, donné lieu dans trois régions à des procédures d’achat du titulaire de la DCC, du fournisseur de services de données (DSP) et des fournisseurs de services de communication (CSP). Ce processus s’est achevé en septembre 2013 lorsque quatre entreprises ont signé des contrats visant à établir et exploiter l’infrastructure partagée fournie par la DCC. Les informations financières obtenues à partir de ces contrats ont été intégrées à l’évaluation d’impact. La présente section examine les impacts sur l’analyse des coûts et bénéfices des hypothèses de modélisation mises à jour, à l’aide d’informations se fondant sur des retours d’offres de candidat à la DCC et de fournisseurs de données et de communication. La mise à jour du modèle coût/bénéfice à l’aide d’éléments de preuve solides obtenus au moyen de l’attribution de licences et de l’acquisition de services a des répercussions sur les coûts et bénéfices dans trois domaines: URN: 13D/004 Page 27 Tout d’abord, les coûts sont mis à jour afin de refléter les prix relatifs à la mise à disposition de services ou d’équipements, comme s’y sont engagés les fournisseurs de services/preneurs de licence. Ces prix remplacent les précédentes hypothèses de modélisation; En deuxième lieu, les coûts et les bénéfices sont tous deux mis à jour en se basant sur les nouvelles informations concernant le niveau de couverture du réseau étendu (WAN); ce dernier est inférieur au niveau de 100 % initialement prévu et réduit à la fois les bénéfices et les coûts (toutes les autres choses étant égales par ailleurs); En troisième lieu, cette hypothèse de modélisation quant à la fiabilité des centres de communication a été mise à jour sur la base des niveaux engagés par les adjudicataires CSP. De ce fait, une déduction pour amortissement pour les visites sur place effectuées par les fournisseurs, visant à remplacer les centres de communication défaillants, a été introduite. 2.5.1 Impacts des informations mises à jour relatives aux coûts Trois domaines de coûts sont directement affectés par les informations tarifaires figurant dans les offres. Les coûts devraient être supportés par le preneur de licence de la DCC, le DSP et les CSP, ces derniers incluant également la mise en place de systèmes de communication. La différence la plus importante par rapport aux estimations précédentes réside dans la réduction des coûts estimés pour la mise à disposition du service de communication par le CSP. La mise à jour de la modélisation montre une réduction d’environ 350 millions GBP, ce qui correspond à une réduction des coûts de communication d’environ 1,40 milliard GBP à environ 1,05 milliard GBP. Des systèmes de communication feront partie intégrante de l’équipement déployé dans des locaux que le CSP a été chargé de fournir. Les coûts pour les systèmes de communication ont été convenus par contrat à un coût moyen moins élevé que celui précédemment modélisé. Les premières estimations ont prévu des coûts en valeur actuelle d’environ 1,25 milliard GBP. La solution prévue par contrat impliquerait des coûts en valeur actuelle de 1,00 milliard GBP. Il en résulte une diminution des coûts de l’ordre d’environ 250 millions GBP par rapport à l’EI de janvier 2013. Les coûts incombant au fournisseur de services de données (DSP) ont été largement confirmés au niveau précédemment prévu. Dans la dernière version du modèle, les coûts du DSP s’élèvent à 183 millions GBP extrapolés sur la période de l’EI, tandis que l’EI de janvier supposait un montant de 184 millions GBP. Les coûts que le preneur de licence de la DCC s’attend à encourir sont également très proches des estimations initiales. Dans la dernière version de l’analyse coûts/bénéfices, les coûts de la DCC s’élèvent à 194 millions GBP, tandis que la dernière EI supposait un montant de 204 millions GBP. Les lignes directrices du trésor de Sa Majesté établissent que l’application des ajustements pour le biais d’optimisme et les provisions pour risque doit être examinée dans la mesure où la certitude s’accroît et où aucun élément de preuve justifié ne peut être établi. L’un de ces points essentiels à terme, dans le cas des compteurs intelligents, consiste à attribuer des contrats et la licence DCC. C’est URN: 13D/004 Page 28 pourquoi nous avons passé en revue le traitement des risques et l’application des facteurs de biais d’optimisme dans des zones où l’attribution des marchés augmente considérablement la certitude sur les coûts (et bénéfices) de la solution. Étant donné que les informations sur les prix recueillies par les procédures d’achat sont solides et contractuelles, tout facteur de biais d’optimisme précédemment appliqué pour couvrir les coûts de capitaux des fournisseurs de services de données et de communication, y compris du centre de communications, a été supprimé. Les coûts réels pourraient toutefois différer de ceux estimés ici, dans la mesure où les contrats sont soumis à un processus de contrôle des changements et où une partie des coûts dépend du taux de mise en place et des volumes de données des fournisseurs d’énergie, à la demande des utilisateurs. Des informations concernant les taux de financement à la base des éléments d’investissement en capital pour la DCC et ses fournisseurs de services ont également été recueillies par le biais de la procédure d’achat. Les taux de financement indiqués dans les contrats finaux sont dans l’ensemble inférieurs au taux hypothétique de 10 % précédemment utilisé. La mise à jour des taux de financement pour l’investissement en capital par la DCC et ses fournisseurs de services ainsi que la suppression des hausses de biais d’optimisme ont entraîné des réductions de coûts. Ces répercussions sont mentionnées dans les prévisions de coûts pour le preneur de licence DCC et les fournisseurs de services présentés cidessus. 2.5.2 Conséquences liées à la mise à jour d’informations au sujet du niveau de couverture durable Les informations mises à jour sur la couverture, recueillies dans le cadre de la procédure d’achat de service de communications, entraînent une légère diminution de la VAN de l’ordre d’environ 125 millions GBP. Les contrats finaux de prestation de services de communication s’engagent à augmenter, rapidement, mais progressivement, la couverture au cours de la phase de mise en place, et à fournir un niveau de couverture durable de plus de 99 %. À titre de comparaison, les précédentes évaluations d’impact émettaient l’hypothèse qu’il était réalisable d’atteindre un taux de couverture de 100 %. Les éléments de preuve fournis au cours du processus de dialogue compétitif ont indiqué que des niveaux plus élevés de couverture pourraient seulement être atteints moyennant des coûts non rentables et disproportionnés. 2.5.3 Conséquences liées à la mise à jour d’informations au sujet des défaillances des systèmes de communication Une nouvelle déduction pour amortissement a été ajoutée à l’analyse coûts/bénéfices afin de tenir compte des visites sur place par les fournisseurs d’énergie, qui sont nécessaires pour faire face à d’éventuelles défaillances du système de communication. Un coût de 50 GBP par remplacement de système de communication a été modélisé, en tenant compte des hypothèses existantes sur les frais d’installation et les taux de défaillance, ainsi que des informations indicatives sur les coûts prévisionnels en cas de remplacement de système de communications, obtenues suite à une demande de renseignements transmise aux fournisseurs d’énergie. La nouvelle déduction pour amortissement pour les visites sur place, afin de résoudre les défaillances des systèmes de communication, s’élève à environ 90 millions GBP. URN: 13D/004 Page 29 2.5.4 Impact global de changements induits par le processus de passation des marchés En comparaison à l’EI de janvier 2013, l’inclusion des informations obtenues à partir de la procédure d’octroi de licence pour la DCC et la passation de marchés des données et services de communication a augmenté la VAN d’environ 375 millions GBP. 2.6 Hypothèses mises à jour des coûts des compteurs installés au cours de la phase de fondation La période à venir où cours de laquelle des services DCC deviendront opérationnels et où la pleine phase de lancement débutera est appelée période de fondation. Cette étape doit jouer un rôle important dans l’élaboration d’un projet d’apprentissage précoce et afin de pouvoir quantifier rapidement les bénéfices du comptage intelligent. Les installations mises en place au cours de cette période génèrent de nombreux avantages, comme éviter de multiplier des visites sur des sites où des compteurs traditionnels atteignent la fin de leur durée de vie, aider les fournisseurs d’énergie à arrondir leurs profils de mise en place sur une plus longue période de temps, retirer les bénéfices des compteurs intelligents pour les consommateurs et encourager les économies de coûts pour les fournisseurs d’énergie. Il y a aussi certains risques liés à la mise en place de compteurs intelligents en l’état actuel des choses, et au titre de certains scénarios, ces risques pourraient se traduire par des augmentations de coûts. Les précédentes évaluations d’impact ont reflété le risque engendré par l’adjonction de déductions pour amortissement pour les compteurs installés lors de la phase de fondation. La modélisation dans l’EI a été mise à jour pour tenir compte de l’amélioration de la compréhension de l’impact sur les coûts globaux pour les installations mises en place lors de la phase de fondation. Les impacts présentés dans la présente section abordent l’incidence de la mise à jour des prévisions de coûts existantes au lieu de présenter un bilan économique global de la phase de fondation. Deux effets principaux ont été identifiés. 2.6.1 Caractère additionnel des réductions des coûts des contrats de communication passés pendant la phase de fondation Les compteurs intelligents seront installés en deux étapes: l’étape de «fondation» (avant la DCC) et l’étape de «mise en place massive». La phase de fondation a commencé en avril 2011, et elle est censée prendre fin avec la phase de mise en place massive à la fin de 2015. Les coûts de communication pour la mise en place d’un compteur intelligent lors de la phase de fondation augmentent en partie en fonction des coûts de la DCC, parce que les coûts fixes pour la solution de communication de la DCC ne diminuent pas suite à l’installation de compteurs pendant la phase de fondation à l’aide des solutions de communications et de données tierces. Ce point figure désormais dans l’EI mise à jour. Parallèlement, le programme a aussi reçu des informations de la part de parties prenantes de l’industrie au sujet des coûts de service de communication auxquels ils sont actuellement confrontés pour les compteurs intelligents qu’ils installent lors de la phase de fondation. Les informations reçues indiquent des coûts moins élevés que URN: 13D/004 Page 30 ceux qui étaient initialement prévus. À la lumière des nouveaux éléments de preuve obtenus auprès des fournisseurs d’énergie, la prise en compte des coûts différentiels des services de communication de la fondation et l’adaptation de l’hypothèse budgétaire sous-jacente entraînent une réduction de la VAN d’environ 150 millions GBP. 2.6.2 Étude de l’augmentation des risques auxquels sont confrontées les installations lors de la phase de fondation Le deuxième point sur lequel nos hypothèses concernant les compteurs installés lors de la phase de fondation ont changé est l’augmentation des risques auxquels sont confrontées les installations lors de la phase de fondation. L’EI de mars 20128a introduit un certain nombre d’augmentations des coûts, qui s’appliquent aux compteurs intelligents installés au cours de la fondation, afin de tenir compte des risques, notamment des risques d’échouement résultant d’un manque d’interopérabilité, et a examiné les éventuels coûts supplémentaires dès l’intégration d’un système de mesure dans le système de la DCC. En mai et en juillet 2013, le DECC a publié sa réponse à la consultation sur le «fondation smart market»9, confirmant la décision d’introduire trois nouvelles conditions de licence, ce qui contribuera à améliorer les pratiques de l’industrie et autres arrangements commerciaux associés au changement de fournisseur pendant la période de la fondation. Les conditions de licence s’appliqueront à partir d’avril 2014 et une fois en place, nous attendons à ce que le risque d’échouement soit considérablement réduit. Les conditions de licence sont résumées ci-dessous: Condition de licence 1 : suite à un changement de fournisseur, l’ancien fournisseur en charge de mettre à la disposition d’un consommateur le système de compteur intelligent conforme aux SMETS sera tenu de fournir au nouveau fournisseur les détails concernant le fournisseur de compteur (MAP) pour le compteur intelligent en question, et de fournir au MAP l’identité du nouveau fournisseur. Conformément aux dispositions du marché concurrentiel, les MAP financent des compteurs et cherchent à récupérer la valeur de chacun des compteurs, quel que soit le fournisseur d’énergie qui l’utilise actuellement pour fournir de l’énergie dans des locaux où il est installé10. Condition de licence 2 : si un nouveau fournisseur fait l’acquisition d’un système de compteur intelligent conforme aux SMETS lors du changement de fournisseur, il sera nécessaire de convenir des conditions de location avec le MAP concerné, dans un délai d’un à six mois (selon si des arrangements commerciaux ont déjà été passés avec le MAP), ou de remettre le compteur intelligent au MAP au plus tard à la fin du mois suivant. Condition de licence 3 : le nouveau fournisseur sera tenu de prendre toutes les mesures raisonnables en vue d’installer un système de compteur intelligent conforme aux SMETS lorsqu’il remplace un système de compteur intelligent conforme aux SMETS à la suite d’un changement de fournisseur. Cela garantira que les compteurs intelligents conformes ne seront pas 8 DECC, évaluation d'impact: mise en place de compteurs intelligents pour le secteur domestique (GB), avril 2012. DECC, programme de mise en place du compteur intelligent - fondation smart market: réponse du gouvernement à la consultation sur le fondation smart market et à une autre consultation (réponse originale), mai 2012 et réponse du gouvernement à une autre consultation (10 mai 2013), juillet 2013. 10 Il est fréquent que des fournisseurs, plutôt que d'acheter eux-mêmes des équipements de mesure, louent ce bien à un fournisseur de compteur, disposé à acheter le compteur et à le donner au fournisseur en échange d'une taxe récurrente. La mise à disposition du bien est également parfois associée à un service d'entretien et d'exploitation, auquel cas le fournisseur de compteur fait en même temps office d'opérateur du compteur. 9 URN: 13D/004 Page 31 remplacés par des équipements non conformes (p. ex. un compteur simplifié)11. Ces conditions de licence réduisent mais n’éliminent pas complètement les potentiels risques résiduels liés à l’activité lors de la phase de fondation. L’augmentation des risques pour les installations lors de la phase de fondation n’a par conséquent pas été entièrement éliminée, mais a été ramenée de 15 % selon l’EI de janvier 2013 à 5 % dans la présente EI. Cette hausse s’applique aux coûts du compteur, au matériel de communication à la maison, à l’IHD et aux coûts d’installation pour les installations domestiques et non domestiques pendant la phase de fondation. La réduction des risques augmente la valeur actuelle nette de 120 millions GBP en comparaison avec l’EI de janvier 2013. 2.6.3 Coûts plus généraux pour la mise en place et l’intégration de l’infrastructure des communications et des données lors de la phase de fondation Outre les augmentations de coûts qui s’appliquent à divers éléments des installations mises en place lors de la phase de fondation, les évaluations d’impact antérieures prenaient également en compte une plus grande marge de tolérance de l’ordre de 3 millions GBP, couvrant les coûts associés à une solution de données intérimaire avant la mise à disposition des services de données et de communication de la DCC. La poursuite du dialogue avec les parties prenantes a permis de confirmer que cette marge de tolérance couvre correctement les coûts liés à la mise en place de dispositifs en tête de ligne ainsi que d’éventuels investissements supplémentaires que la DCC pourrait avoir à engager en vue de faciliter l’intégration des compteurs intelligents dans le cadre de la fondation, pour l’ensemble des services offerts par la DCC. Comme constaté plus haut, les conditions de licence 1 et 2 permettront au nouveau fournisseur et au MAP d’engager une discussion commerciale concernant les locations de compteurs intelligents et d’aider les MAP à suivre l’évolution de la résiliation de leurs biens, qui devrait faire baisser les risques d’échouement. La condition de licence 1 risque d’entraîner certains coûts de mise en place. Sur la base des données présentées au gouvernement par les parties prenantes, les coûts non récurrents ne devraient pas dépasser 325 000 GBP pour les systèmes centraux, majorés de 50 000 GBP à 100 000 GBP par fournisseur d’énergie. Des frais d’exploitation annuels d’environ 75 000 GBP au total devraient également être imputés pendant un certain nombre d’années, jusqu’à ce que les systèmes soient davantage rationalisés, une fois que la DCC prendra en charge la fonction d’enregistrement. Cela représente des coûts totaux d’environ 1,8 million GBP en termes de valeur actuelle. Le gouvernement a conclu que ces dépenses devraient être largement compensées par les avantages liés à la réduction des risques et des retards, que les conditions de licence traitent. Il a également été établi que les incidences financières découlant de la condition de licence 1 sont suffisamment couvertes par la déduction pour amortissement de 11 Cette condition de licence n'obligera pas le nouveau fournisseur à faire fonctionner le compteur intelligent en mode intelligent, et ne serait exiger que l'équipement remplacé du matériel ait une quelconque autre fonctionnalité, en plus des spécifications SMETS en question (même si l'équipement remplacé en dispose d'une). URN: 13D/004 Page 32 30 millions GBP. En résumé, si la compréhension des éléments constitutifs de cette déduction pour amortissement s’est considérablement améliorée, la déduction pour amortissement elle-même reste inchangée. 2.6.4 Impact global des changements L’impact global des changements résultant d’une meilleure compréhension des coûts suite à l’installation du compteur intelligent pendant la phase de fondation représente une faible réduction de la VAN de l’ordre de 3 millions GBP environ en comparaison à l’EI de janvier 2013. 2.7 Mise à jour des estimations en matière de coûts de gouvernance et d’administration Le SEC et d’autres législations relatives aux compteurs intelligents seront mis en œuvre progressivement. Les nouvelles tranches du SEC et d’autres règlements relatifs aux compteurs intelligents sont déjà prévus12 et par conséquent, les implications en termes de coûts et de bénéfices de ces derniers ont déjà été traitées dans la présente EI. Une déduction pour amortissement pour ces frais d’organisation a été apportée dans de précédentes évaluations d’impact. Cette déduction a par conséquent été mise à jour dans le cadre de la réalisation de cette EI afin de tenir compte des travaux supplémentaires réalisés à propos des dispositions détaillées. 2.7.1 Gouvernance Le code de l’énergie intelligente (SEC) est un nouveau code de l’industrie de l’énergie, qui joue un rôle central dans le comptage intelligent. Il établit le cadre contractuel entre la DCC et ses utilisateurs. Il s’agit d’un code réglementé, s’appuyant sur les conditions de licence, et constitue le mécanisme qui donne force normative à un grand nombre des exigences techniques et opérationnelles. Les travaux de mise en œuvre détaillée réalisés depuis la dernière EI publiée en janvier 2013 nous ont permis de générer des estimations de coûts plus précises et mises à jour. Certains de ces domaines sont les suivants: Le SEC établit des exigences s’appliquant à un certain nombre d’organismes, chacun d’entre eux jouant un rôle spécifique dans la gouvernance du code, p. ex., le panneau du SEC, le Comité pour le changement, les groupes de travail ou des sous-comités plus spécifiques. Les estimations de coûts pour ces organismes ont été générées en prenant en compte le nombre de leurs membres, la fréquence probable des réunions et le coût d’opportunité du personnel d’accompagnement. Les déductions pour amortissement ont été réalisées pour d’éventuels recours aux modifications apportées au code, lorsque des ressources additionnelles seraient nécessaires. 12 En 2014, le programme prévoit de notifier à la Commission européenne une autre itération des spécifications détaillées relatives à l'équipement technique du compteur intelligent ainsi que des spécifications techniques du système de communication. En outre, le programme continue de prévoir, par exemple, des obligations durables en matière de sécurité, des modifications importantes aux licences énergétiques et des obligations de mise en place durables. URN: 13D/004 Page 33 Une procédure d’achat pour l’administrateur et le secrétariat du code de l’énergie intelligente s’est achevée en septembre 2013 et les informations relatives aux coûts découlant du contrat final ont été intégrées dans l’analyse. 2.7.2 Protection des données et garantie de la sécurité Les exigences en matière de certification et d’assurance dans le cadre des mesures de sécurité finales ont entraîné des coûts supplémentaires aux fins de la présente EI mise à jour. Trois principaux éléments ont été examinés et pris en compte dans l’analyse: Les audits sur la sécurité et la vie privée pour la DCC et de ses utilisateurs; Le régime d’accréditation de sécurité pour le compteur intelligent (p. ex., compteurs de gaz et d’électricité intelligents, centres de communication et dispositifs d’interface de prépaiement); Le service de l’infrastructure clé du compteur intelligent (SMKI) qui sera chargé de l’approvisionnement global des clés cryptographiques, qui gère les clés de sécurité en circulation pour les parties SEC, au nom de la DCC. Les informations relatives aux coûts recueillies auprès de différentes parties prenantes de l’industrie et d’experts de la sécurité dans le cadre du programme ont été appliquées aux hypothèses concernant le nombre de futurs utilisateurs de la DCC, les variantes prévues des équipements de mesure et le nombre prévu de clés de sécurité à remettre au cours de la période d’évaluation, en vue de générer un aperçu général des incidences sur les coûts. 2.7.3 Impact global des changements apportés à la gouvernance et l’assurance La précédente déduction pour amortissement de l’ordre de 14 millions GBP a été mise à jour à la lumière de la meilleure compréhension formulée plus haut. Cela a conduit à une augmentation globale de l’ordre de 110 millions GBP environ en termes de frais d’organisation, passant de 140 millions GBP à environ 250 millions GBP13. 2.8 Variations des hypothèses exogènes Pour l’ensemble des évaluations des politiques, la pratique standard du DECC consiste à utiliser un lot commun de prévisions mises à jour sur les prix énergétiques, la consommation énergétique, les prix du carbone et les facteurs d’émissions, ainsi que les hypothèses de croissance économique et démographique. Ces mises à jour sont importantes pour tenir compte des changements intervenus dans le monde réel, qui ont un impact sur les projections et hypothèses clés. Le DECC a publié sa mise à jour annuelle des projections en septembre 201314. Les impacts spécifiques sur les coûts ou les bénéfices peuvent être regroupés comme suit: Les valeurs actualisées des facteurs d’émission de carbone, des prix du carbone et des prix variables de l’énergie ont un impact légèrement négatif 13 Une déduction pour amortissements supplémentaire de 30 millions GBP pour les activités juridiques a également été présentée à titre de frais d'organisation dans la présente et la précédente EI. Cette dernière n’a pas été modifiée. 14 https://www.gov.uk/government/organisations/department-of-energy-climate-change/series/energy-and-emissionsprojections URN: 13D/004 Page 34 sur la VAN pour les secteurs domestique et non domestique en réduisant respectivement la valeur estimative des économies de carbone et d’énergie. Dans le secteur domestique, le nombre de compteurs d’électricité et de gaz a été augmenté pour tenir compte des données les plus récentes émanant des statistiques au niveau infranational du DECC15. La consommation d’énergie prévue des ménages selon les dernières prévisions du DECC est dans l’ensemble légèrement plus élevée que celle précédemment prévue. Les deux mises à jour augmentent la VAN estimée de la politique en augmentant le projet de base énergétique à partir duquel les économies d’énergie et de carbone sont calculées. Dans le secteur non domestique, le nombre de compteurs de gaz et leur consommation d’énergie ont été révisés afin de prendre en compte de meilleures informations et un plus grand nombre d’informations mises à jour. Il en résulte une réduction de la VAN globale. La section 6.2.2 décrit plus en détail ces modifications. L’impact global de ces changements dans les secteurs domestique et non domestique est une diminution de la VAN d’environ 200 millions GBP. 15 https://www.gov.uk/government/organisations/department-of-energy-climate-change/series/sub-national-energyconsumption URN: 13D/004 Page 35 Partie B: Mise en place du compteur intelligent pour le secteur domestique URN: 13D/004 Page 36 Résumé: Analyse et éléments de preuve Option politique 1 Description: La présente EI mentionne une date d’achèvement de la mise en place de compteurs intelligents par un fournisseur en décembre 2020, à l’aide d’une entreprise centralisée de données et de communications (DCC). ÉVALUATION ÉCONOMIQUE COMPLÈTE Base de prix année 2011 Base de VA année 2013 COÛTS (millions GBP) Durée de 18 ans Bénéfice net [valeur actuelle (VA)] [millions GBP] Faible: 154 Transition totale (Prix constant)Années Élevé: 8 809 Meilleure estimation: 4 338 Moyenne annuelle (hors transition) (prix constant) Coût total (valeur actuelle) S.O. Faible S.O. S.O. Élevé S.O. S.O. 526 781 Meilleure estimation S.O. A/A 10 470 Description et fourchette des principaux coûts quantifiables supportés par les «principaux groupes concernés» Les IHD, les compteurs et leur installation et exploitation s’élèvent à 6,03 milliards GBP. Les dépenses liées à la DCC, y compris les coûts de mise à disposition des systèmes de communication, s’élèvent à 2,35 milliards GBP. Les fournisseurs d’énergie et d’autres systèmes informatiques de l’industrie s’élèvent à 0,79 milliard GBP. Les coûts liés à la gouvernance industrielle, l’organisation et l’administration, l’énergie, l’inefficacité du relevé sur place et tous les autres coûts s’élèvent à 1,27 milliard GBP. Autres principaux coûts non quantifiables supportés par les «principaux groupes concernés» S.O. BÉNÉFICES (millions GBP) Transition totale (Prix constant)Années Moyenne annuelle (hors transition) (prix constant) Bénéfice total (Valeur actuelle) Faible 0 853 10 607 Élevé 0 1 555 19 296 Meilleure estimation 0 1 192 14 808 Description et fourchette des principaux bénéfices quantifiables supportés par les «principaux groupes concernés» Les bénéfices totaux pour les consommateurs s’élèvent à 4,30 milliards GBP et comprennent les économies découlant de la consommation d’énergie réduite (4,27 milliards GBP) et de la microgénération (3 millions GBP). Les bénéfices totaux pour les fournisseurs s’élèvent à 7,97 milliards GBP et comprennent, entre autres, les visites sur place évitées (2,85 milliards GBP) et la diminution des demandes de renseignements et des frais généraux des clients (1,15 milliard GBP). Les bénéfices totaux du réseau s’élèvent à 877 millions GBP et les bénéfices de production à 803 millions GBP. Les bénéfices liés au carbone s’élèvent à 797 millions GBP. Les améliorations sur le plan de la qualité de l’air s’élèvent à 70 millions GBP. URN: 13D/004 Page 37 Autres principaux bénéfices non quantifiables supportés par les «principaux groupes concernés» Il s’agit notamment des bénéfices découlant de la poursuite du développement du marché des services énergétiques et des avantages potentiels de la mise en place d’un réseau intelligent. Les compteurs intelligents sont susceptibles de donner lieu à une concurrence plus vive entre les fournisseurs énergétiques en raison de la facilité accrue pour le consommateur de changer et d’améliorer les informations sur la consommation et les tarifs. Mettre un terme à la facturation estimée et à une commutation plus facile entre les dispositions de crédit et de prépaiement permettra d’améliorer l’expérience du client. Hypothèses/sensibilités/risques principaux d’actualisation (%) Taux 3,5 % Les hypothèses de coût sont ajustées, lorsque cela est approprié, pour le biais d’optimisme des risques et les bénéfices sont présentés pour le scénario central, sauf indication contraire. L’analyse de sensibilité a été appliquée aux bénéfices, dans la mesure où les économies d’énergie dépendent de la réaction comportementale du consommateur aux informations et que ces changements affectent considérablement les bénéfices. Les chiffres présentés sont fondés sur l’hypothèse de modélisation que la portée de la DCC comprendra l’agrégation de données sur le long terme. URN: 13D/004 Page 38 Profil annuel des coûts et bénéfices quantifiables (non actualisés)* GBP Coûts annuels totaux Bénéfices annuels totaux GBP Coûts annuels totaux Bénéfices annuels totaux GBP Coûts annuels totaux Bénéfices annuels totaux 2013 2014 2015 2016 2017 2018 110 800 150 135 529 393 287 614 139 415 664 779 629 708 182 833 860 371 34 647 089 72 068 837 141 042 889 310 101 701 564 612 025 896 533 495 2019 2020 2021 2022 2023 2024 1 074 233 038 1 138 640 346 1 108 755 055 1 079 368 333 1 070 455 142 1 054 349 684 1 242 164 158 1 503 257 137 1 523 032 899 1 546 206 088 1 579 877 872 1 617 529 047 2025 2026 2027 2028 2029 2030 1 033 886 146 1 024 193 754 1 024 386 688 853 911 163 849 921 278 858 981 432 1 670 596 338 1 711 614 311 1 721 210 820 1 743 443 236 1 771 359 461 1 810 466 795 * Pour les bénéfices non quantifiables, veuillez vous reporter aux pages de synthèse et à la section de la base de la preuve principale Période budgétaire des économies d’émissions de carbone (MT CO2e) Secteur Économies d’émissions (MT CO2e) - Par période budgétaire CB I; 2008-2012 CB II; 2013-2017 CB III; 2018-2022 Agriculture Non négocié Négocié 0 0 0 0 0 0 0,01 0,01 0 0 0 0 0 Public Non négocié 0 0 0 Total Négocié 0,01 0,01 0,80 0,86 3,68 4,32 Secteur énergétique Négocié Non négocié Négocié Transport Non négocié Lieux de travail et industrie Négocié Non négocié Négocié Domiciles Non négocié Négocié Déchets Non négocié Négocié Non négocié Rentabilité URN: 13D/004 % de la durée des émissions négociées ci-dessous comparateur de coût 100% % de la durée des émissions non négociées cidessous comparateur de coût 100% 0 0 0 0 0 0 0,80 0,86 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3,68 4,32 0 0 0 0 0 Page 39 3 Base de la preuve 3.1 Présentation Dans cette section, nous décrivons les principales hypothèses sur lesquelles repose l’analyse en ce qui concerne le secteur domestique, et en identifions les motifs en se référant à l’élément de preuve, le cas échéant. Les principales hypothèses utilisées pour calculer l’impact global de la mise en œuvre décrite dans la présente section figurent dans les catégories suivantes: 1. Scénario hypothétique/analyse comparative 2. Coûts 3. Bénéfices Ces hypothèses sont ensuite combinées et modélisées pour atteindre des résultats de coûts/bénéfices (voir la section 4). Il convient de noter que dans le cadre du modèle économique, tous les coûts initiaux sont transformés en rente pendant la durée de vie du compteur ou au cours de la période de mise en place. La modélisation suppose qu’un prêt est requis pour payer l’élément d’actif, qui est ensuite remboursé au cours de la période. Les orientations gouvernementales supposent des frais de capitaux de 10 % sauf s’il existe des éléments de preuve disponibles pour des taux de financement spécifiques, comme abordé dans la section Error! Reference source not found. (par exemple, taux de financement spécifiés dans des contrats pour certains des produits ou services acquis). Les bénéfices ne sont pas transformés en rente, mais annualisés, ce qui signifie qu’ils sont totalisés lorsqu’ils surviennent. La plupart des bénéfices seront atteints dans la mesure où un plus grand nombre de compteurs intelligents sont installés dans des locaux des consommateurs, de sorte qu’ils sont modélisés par mètre et sont liés au profil de mise en place. 3.2 Contre-hypothèse Une contre-hypothèse a été établie. Cela ne suppose aucune intervention du gouvernement sur des compteurs intelligents domestiques, mais comprend la mise en œuvre des politiques sur la facturation (disposition principale des données comparatives historiques) et dans la consultation d’août 2007 sur la facturation et le comptage16. Cela comprend: Les coûts liés à la poursuite de l’installation de compteurs de base; Les bénéfices tirés d’une meilleure facturation; et 5 % des estimations d’économies de la consommation électrique obtenues à partir des compteurs intelligents sont susceptibles de se produire dans le monde contrefactuel sous l’effet du CERT17 et de la livraison d’autres écrans clipsables. L’hypothèse selon laquelle les affichages en temps réel installés dans le cadre du CERT permettront d’atteindre les mêmes économies que celles découlant de la mise en place de compteurs intelligents, sousestimera probablement les économies liées à la mise en place de Une option de «rien faire» n'est pas analysée parce que la mise en œuvre de la politique telle que décrite se poursuivra. 17 Objectif de réduction des émissions carbone 16 URN: 13D/004 Page 40 compteurs intelligents. Les IHD fournis dans le cadre de la mise en place du compteur intelligent auront accès à des informations tarifaires précises, une composante qui n’est pas fournie par des écrans clipsables avec lesquels un prix unitaire de l’énergie doit être saisi par le consommateur/l’installateur. Les écrans clipsables ne peuvent habituellement pas permettre de contrôler la consommation de gaz, une caractéristique qui sera fournie par les IHD du compteur intelligent. La mise en place du compteur intelligent comprendra l’installation de l’écran (cette étape doit être réalisée par le consommateur à l’aide des écrans clipsables, y compris les données relatives aux informations tarifaires concernées) et sera par ailleurs soutenue par une stratégie d’engagement du consommateur visant à s’assurer que les changements de comportement liés à la consommation d’énergie sont facilités. Il est difficile de juger si un grand nombre de compteurs intelligents aurait été mis en place en l’absence de facilitation du gouvernement. Au sein des marchés d’approvisionnement dérèglementés et concurrentiels comme la Grande-Bretagne, des fournisseurs ou autres propriétaires de compteurs hésitent à mettre en place leurs propres compteurs intelligents sans accord d’interopérabilité commerciale et technique. Sans un tel accord, les propriétaires de compteurs risqueraient grandement de perdre une grande partie de la valeur de tous les compteurs intelligents installés. Cela est dû au fait qu’il existe un risque non négligeable que les consommateurs se tournent vers un autre fournisseur d’énergie qui ne voudra pas ou ne sera pas en mesure d’utiliser la technologie installée au préalable et qui, par conséquent, ne sera pas disposé à payer la totalité des coûts, ce qui rend l’utilisation du compteur intelligent superflue. Certains petits fournisseurs ont déployé des compteurs intelligents en l’absence d’une intervention de l’État comme un moyen de différencier leurs services des offres proposées par d’autres fournisseurs d’énergie. Toutefois, cette activité a été globalement très limitée (les informations communiquées par les petits fournisseurs indiquent qu’ils doivent installer moins de 50 000 compteurs d’électricité intelligents et moins de 25 000 compteurs de gaz intelligents au début 2012, ce qui équivaut à moins de 0,15 % du nombre total de compteurs). Compte tenu de la position dominante des fournisseurs de grande taille sur les marchés domestiques du gaz et de l’électricité, les activités réalisées par certains petits fournisseurs n’auraient pas le potentiel de donner lieu à une introduction significative des compteurs intelligents dans l’ensemble de la population18. Il est donc raisonnable de supposer, à des fins de modélisation, un monde contrefactuel où des compteurs intelligents ne sont pas mis en œuvre: c’est l’hypothèse retenue dans les estimations présentées dans cette évaluation d’impact. Cela est corroboré par le fait que, alors même que cette technologie est disponible depuis un certain nombre d’années, un faible nombre de compteurs intelligents ont été mis en place chez les clients domestiques avant l’annonce d’un mandat émanant du gouvernement. Suite à l’annonce du gouvernement, certains des plus grands fournisseurs d’énergie ont également commencé la mise en place d’un nombre limité de compteurs intelligents. Cela reflète les stratégies commerciales des fournisseurs de services énergétiques individuels en faveur de la mise en œuvre mandatée, et on 18 La publication des indicateurs du secteur de l'énergie du Royaume-Uni du DECC montre qu'en 2010, 93,9 % de l'électricité fournie dans les secteurs industriels, commerciaux et domestiques ont été fournis par les neuf principaux fournisseurs. Pour le gaz, 82,0 % ont été fournis par les neuf principaux fournisseurs : http://www.decc.gov.uk/assets/decc/11/stats/publications/indicators/6801-uk-energy-sector-indicators-2012.pdf . Notez en outre que certains petits fournisseurs ne fournissent pas de compteurs intelligents dans le cadre de leur offre. URN: 13D/004 Page 41 peut supposer que même un nombre réduit de dispositifs ne serait pas installé sans mandat délivré par le gouvernement19. Il convient de noter que la situation est différente dans le cas de clients professionnels (voir détail plus loin dans la section C du présent document). Des compteurs plus intelligents sont déjà installés sur de plus grands sites, et ces instruments, qu’il s’agisse de compteurs existants autonomes ou montés ultérieurement, sont de plus en plus installés sur de plus petits sites, en particulier ceux des clients multisites. En reconnaissant qu’un certain niveau de compteurs intelligents peut être mis en œuvre dans le secteur domestique, à titre d’illustration, nous avons également pris en considération une contre-hypothèse selon laquelle les compteurs intelligents sont mis en place dans une grande partie de la population résidentielle. Un tel scénario illustratif est présenté ci-dessous et donne lieu à une réduction de la VAN domestique de 2 milliards GBP. Dans le cadre de ce scénario hypothétique, nous partons du principe que les compteurs intelligents contrefactuels sont volontairement mis en place à des coûts moyens dans une sous-population de consommateurs, ce qui se traduit toutefois par des bénéfices moyens supérieurs. Ce scénario contrefactuel suppose que 20 % de la population reçoit un compteur intelligent, avec 30 % de l’ensemble des bénéfices liés à la pleine mise en œuvre en cours de réalisation. Les fournisseurs devraient «trier sur le volet» ces consommateurs qui se rendent compte des bénéfices moyens supérieurs obtenus suite à la réception du compteur intelligent. S’il est vrai que la VAN globale reste positive, un tel scénario illustratif engendrerait un bénéfice social net significativement inférieur à celui d’une mise en place universelle. Le coût de la poursuite de l’installation de compteurs de base a été déduit des coûts liés à la mise en place de compteurs intelligents. Comme indiqué dans l’EI de janvier 201320, la modélisation tient compte de la poursuite des installations de compteurs de base jusqu’à 2015. Le nombre de compteurs qui peuvent être installés d’une façon coordonnée est également limité par le fait qu’un certain nombre de compteurs doivent être remplacés dans tous les cas chaque année à cause d’une panne ou parce qu’ils ont atteint la fin de leur vie utile. Les avantages d’une amélioration de la facturation et les politiques relatives aux écrans dont il est question ci-dessus sont soustraits des avantages globaux pour les compteurs intelligents, dans la mesure où ils sont susceptibles de se produire dans le cadre du maintien du statu quo. Une augmentation de l’adoption d’écrans clipsables réduirait donc le niveau des bénéfices revenant aux compteurs intelligents. 3.3 Coûts des compteurs intelligents Nous classons les coûts liés à la mise en place de compteurs intelligents selon les catégories suivantes: coûts en capital du compteur et de l’IHD; équipements de communication à la maison; frais d’installation; coûts d’exploitation et de maintenance; coûts informatiques du fournisseur et de l’industrie; dépenses en capital et opérationnelles de la DCC; coûts énergétiques liés aux compteurs intelligents à la maison; les frais de relevé de compteurs; coûts d’élimination; coûts 19 On estime qu'un total de 850 000 compteurs intelligents et de type intelligent auraient pu être installés à ce jour, à savoir environ 2 % de la population de mesure domestique. 20 DECC, évaluation d'impact: mise en place de compteurs intelligents pour les petites et moyennes entreprises (GB), janvier 2013. URN: 13D/004 Page 42 juridiques et frais d’organisation et coûts associés aux activités de participation des consommateurs. Conformément à la conception de la solution de bout en bout et aux spécifications techniques, les informations sont supposées être fournies en temps réel au moyen d’un affichage autonome, l’IHD, qui est raccordé au système de mesure par l’intermédiaire d’une solution HAN21. On part de l’hypothèse qu’un réseau WAN22 est également chargé d’établir des liens de communication avec la DCC. 3.3.1 Coûts de l’IHD, du compteur, de l’équipement de communication et de l’installation Les tableaux ci-dessous indiquent les coûts en capital des compteurs et des actifs médiatiques utilisés pour réaliser l’analyse. Ces hypothèses comprennent les modifications apportées à l’analyse comme discuté dans la section Error! Reference source not found. (nouvelle analyse). Tableau 3-1: Coûts de l’équipement/de l’installation à la maison (en fonction du dispositif) Élément IHD Compteur électrique Compteur de gaz Équipement de communication Installation à deux combustibles23 Coût total par installation à deux combustibles Coût 15 GBP 43,6 GBP 57,2 GBP 31 GBP 68 GBP 214,8 GBP IHD Les IHD fonctionneront comme un système à deux combustibles, de sorte qu’un deuxième fournisseur en charge de fournir le gaz ou l’électricité dans une habitation dont l’alimentation en carburant est partagée (par exemple dans le cas où le gaz est fourni séparément de l’électricité) puisse utiliser l’IHD fourni par le premier fournisseur. Il appartiendra au second fournisseur de décider s’ils souhaitent fournir un second affichage. Cela permettra de poursuivre la concurrence et de laisser le choix aux consommateurs. Aux fins de modélisation, seul un IHD par ménage est pris en compte24. Compteurs intelligents Comme décrit dans la section Error! Reference source not found., la déduction de 1,75 GBP en faveur de l’inclusion d’un clavier sur tous les compteurs intelligents, qui a été introduite dans l’EI de janvier 2013, a été supprimée. Aux fins de modélisation, une déduction pour amortissement du connecteur supplémentaire installé entre le 21 Le HAN est le réseau contenu dans un local, qui connecte un compteur intelligent d'un individu à d'autres dispositifs, par exemple un affichage à domicile ou des appareils intelligents. 22 Le réseau WAN est le réseau de communications qui couvre, dans ce cas, les compteurs intelligents et la CCD. 23 Le coût d'une installation à deux combustibles comprend le coût de l'installation d'un compteur électrique (29 GBP), le coût d'une installation d'un compteur à gaz (49 GBP) et des économies en termes d'efficacité des installations à deux combustibles de l'ordre de 10 GBP. 24 Ce point connaît deux exceptions: a) les locaux dont l'alimentation en carburant est partagée, décrits dans la sectionError! Reference source not found., lorsque le coût de la modélisation se base sur le plus mauvais résultat de tous les locaux recevant deux systèmes de communication et deux IHD; b) les compteurs SMETS d'origine, lorsque le risque de double emploi des pièces de l'équipement se traduit par des augmentations des coûts qui sont mises en œuvre, comme indiqué dans la section Error! Reference source not found.. URN: 13D/004 Page 43 système de communications et le compteur électrique (la «griffe») a été ajoutée aux estimations de coûts du compteur électrique, afin de tenir compte d’un nombre limité d’installations qui devraient être utilisées pour déployer cette architecture (frais supplémentaires de 2,7 GBP dans 15 % des installations). Les estimations de coût moyennes des compteurs de gaz et d’électricité ont baissé respectivement d’environ 1,75 et 1,35 GBP. Les frais d’équipement des installations de compteurs traditionnels pendant la phase de Fondation sont également pris en compte ici. Les coûts bruts de la valeur actuelle totale des IHD et des compteurs s’élèvent à 3 707 millions GBP. Coûts d’exploitation et de maintenance des équipements de mesure Aucun autre élément de preuve n’a été présenté pour le moment et nous avons conservé les anciennes hypothèses pour la présente EI. L’hypothèse retenue suppose des coûts annuels d’exploitation et de maintenance des compteurs intelligents équivalents à 2,5 % du coût d’achat du compteur. Dans la mesure où des coûts d’exploitation et de maintenance seront probablement engagés pour remplacer le matériel défectueux, le même biais d’optimisme augmente de 15 %, et cette augmentation s’applique à l’indemnité versée pour la maintenance et l’exploitation. Les coûts d’exploitation et de maintenance reviennent à 676 millions GBP en termes de valeur actuelle. Équipement de communication Les estimations des coûts pour l’approvisionnement de centres de communication ont été mises à jour pour tenir compte des prix fermes proposés dans le cadre des contrats CSP passés avec la DCC. Le coût moyen pondéré en fonction du volume d’un centre de communications entre les trois régions CSP s’élève désormais à 31 GBP environ. Il convient de noter que, bien que les coûts unitaires des centres de communication sont plus élevés que ceux prévus dans l’EI de janvier 2013, le coût global des centres de communications dans le secteur domestique au cours de la période d’évaluation a baissé d’environ 11,5 milliards GBP dans l’EI de janvier 2013, tandis que les coûts en valeur actuelle s’élevaient à environ 1,00 milliard GBP dans la dernière évaluation. Cette tendance s’explique en grande partie par le taux de financement établi dans les contrats conclus, qui est en moyenne nettement moins élevé que le taux de financement précédemment prévu de 10 %. En outre, les hausses de coûts précédemment appliquées pour tenir compte de l’existence d’un risque de biais d’optimisme lors de l’évaluation n’existent désormais plus pour ce point, dans la mesure où les coûts sont maintenant établis par contrat. Les coûts des équipements de communication en valeur actuelle brute établis dans l’évaluation domestique s’élèvent à environ 984 millions GBP. Coûts d’installation Nous continuons à avoir recours aux estimations de coûts d’installation précédemment utilisées, y compris l’hypothèse selon laquelle il serait possible de réaliser des économies en termes d’efficacité de 10 GBP, si des compteurs de gaz et d’électricité sont installés en même temps dans une propriété à deux combustibles. Cela prend en compte les économies de coûts réalisés suite à l’installation de deux compteurs en une seule visite dans le local d’un client, par exemple parce que les frais de voyage sont réduits ou que l’essai de connectivité doit seulement être effectué une fois pour l’ensemble de l’équipement. Tableau 3-2: Ventilation des coûts d’installation Électricité seulement Gaz uniquement Économies d’efficacité avec URN: 13D/004 29 GBP 49 GBP - 10 GBP Page 44 deux combustibles Installation avec deux combustibles 68 GBP En termes de valeur actuelle, les coûts d’installation s’élèvent à 1 645 millions GBP sur la période d’évaluation. Cela comprend les estimations de coûts pour les visites d’installations inachevées et l’installation d’équipements de mesure traditionnels pendant la phase de fondation. Les coûts d’installation ne comprennent pas la valeur potentielle du temps passé par les consommateurs qui restent à la maison afin d’être présents lors de la visite d’installation. Cela est dû au fait que des compteurs auraient également dus être installés dans une situation contrefactuelle, dans la mesure où l’équipement de mesure traditionnel atteint la fin de sa durée de vie et doit donc être remplacé. La mise en place de compteurs intelligents se traduira par une accélération de ces cas, dans la mesure où le cycle de remplacement, qui s’étend normalement sur une période de 20 ans, sera plus rapide. Cet impact, qui n’est toujours pas quantifié, implique uniquement la prise en compte du temps potentiel passé par les consommateurs lors du remplacement du compteur, au lieu de créer un nouveau coût. Il est également important de se rappeler que les consommateurs peuvent bénéficier d’importants avantages en termes de commodité, concernant les potentiels gains de temps qui ne sont également pas quantifiés dans l’EI. Font partie de ces avantages le fait, par exemple, de ne pas avoir à être présent pour lire le compteur, de ne pas avoir à perdre du temps à soumettre une lecture en ligne ou de ne pas avoir besoin d’être présent lorsque le compteur passe du mode crédit au mode prépaiement. Évolution du coût des équipements dans le temps Nous continuons à utiliser les hypothèses d’érosion des coûts utilisées dans le cadre des précédentes EI et établies sur le modèle de l’évolution des coûts observée dans la durée concernant les équipements de mesure traditionnels. Cela suppose une diminution des coûts d’équipement déployés à la maison de 13,1 % d’ici 2024, en comparaison aux niveaux de 2012. Cette érosion s’applique aux coûts des compteurs intelligents (électricité et gaz), aux équipements de communication et aux IHD. 3.3.2 Coûts incombant à la DCC Les trois grandes catégories dans lesquelles les coûts incombant à la DCC sont désormais ventilés sont: Les coûts que le preneur de licence DCC doit payer Les coûts que le fournisseur de services de données (DSP) doit assumer Les coûts que le fournisseur de services de communication (CSP) s’attend à devoir payer pour l’approvisionnement des services de communication (à savoir à l’exclusion des coûts de la mise à disposition de centres de communication, qui sont traités séparément dans la section Error! Reference source not found.) Coûts incombant au preneur de licence de la DCC Comme l’indique la section Error! Reference source not found., les coûts auxquels est soumis le preneur de licence de la DCC sont très proches des hypothèses qui ont été appliquées dans les précédentes EI. Un montant total de 194 millions GBP sur la période d’évaluation est désormais pris en compte, et contient des éléments pour la URN: 13D/004 Page 45 mise en place initiale de services, l’approvisionnement en cours de services ainsi que d’éventuels coûts encourus dans le cadre du renouvellement de la DCC. Coûts incombant au DSP Les coûts qui devraient être imputés pour l’approvisionnement de services de données ont aussi été largement confirmés selon les hypothèses des précédentes EI. Les informations relatives aux coûts de mise en place ainsi qu’à l’approvisionnement en cours de service découlant des contrats finaux donnent lieu à un montant total de 183 millions GBP au cours de la période d’évaluation. Coûts incombant au CSP Les coûts pour la fourniture des services de communication dans les trois régions (nord, centre et sud) ont diminué à la suite de l’intégration des informations sur les coûts découlant du processus de passation des marchés, et s’élèvent à un total d’environ 1 milliard GBP. Ce montant prend en compte des éléments pour la mise en place d’une infrastructure de communication ainsi que des éléments en cours en vue de la fourniture du service. 3.3.3 Coûts du système incombant aux fournisseurs et autres participants de l’industrie Les participants existants de l’industrie de l’énergie devront faire des investissements en vue de moderniser leurs systèmes informatiques, de manière à ce qu’ils soient en mesure de tirer pleinement parti des compteurs intelligents. Les fournisseurs, les opérateurs du réseau et les agents industriels énergétiques sont en outre tenus de prévoir la mise à niveau de leurs systèmes informatiques. Ces coûts sont ventilés en deux catégories: Dépenses en capital Dépenses opérationnelles Dépenses en capital En 2010, le programme a déposé une demande de renseignements (RFI) auprès de parties prenantes de l’industrie dans le but d’obtenir des informations tarifaires concernant un éventail de systèmes informatiques. Grâce à cette RFI, le programme a reçu un très grand nombre de chiffres concernant les coûts informatiques incombant à d’importants fournisseurs, y compris deux valeurs aberrantes significatives. La valeur aberrante supérieure a été exclue au motif qu’il s’agissait là d’un développement contrefactuel associé à une nouvelle série de systèmes. La valeur aberrante inférieure a été prise en compte, puisqu’il s’agissait d’un élément du système existant, mais a été augmentée afin de se rapprocher des autres estimations. Les chiffres globaux ont été limités à une moyenne de 30 millions GBP par fournisseur important. Les chiffres concernant les petits fournisseurs et autres participants ont été pris en compte comme prévu. Les réponses reçues d’autres participants de l’industrie ont pris en compte les opérateurs de réseaux et les agents actuels de l’industrie. Nous modélisons la grande majorité des technologies de l’information qui doivent être mises en place à l’avance, en s’alignant sur le calendrier choisi par la DCC pour commencer à offrir ses services en ligne. Un petit investissement progressif sera probablement réalisé en 2017 dans la mesure où des coûts sont requis pour la fonction supplémentaire d’enregistrement que la DCC assumera en sus. Une URN: 13D/004 Page 46 déduction pour amortissement d’environ 4 millions GBP en vue de la création d’un système d’immatriculation provisoire avant l’ajout de cette fonction aux services de la DCC a également été prise en compte à la suite des nouveaux éléments de preuve fournis par les parties prenantes de l’industrie. À des fins de modélisation, nous prenons également en compte l’investissement progressif en 2019 en vue de la fourniture de services d’agrégation de données par la DCC. Le montant estimatif des dépenses capex en technologies de l’information incombant au fournisseur comprend aussi une allocation plus importante s’élevant à 30 millions GBP et couvrant les coûts associés à l’instauration d’une solution de données intérimaire avant la mise à disposition des données et services de communication de la DCC, comme abordé dans un premier temps dans la section Error! Reference source not found.. Le programme n’a pas pris en compte les coûts de mise à jour des technologies de l’information des compteurs intelligents spécifiques, dans la mesure où les changements apportés aux compteurs intelligents sont généralement appliqués à grande échelle à la gestion de la relation client (CRM) et aux systèmes de facturation et systèmes d’interface du marché. Les investissements antérieurs sont principalement des investissements stratégiques réalisés par des fournisseurs et ne seront pas spécifiquement mis à jour pour le comptage intelligent. En outre, nous nous attendons à ce que l’introduction de la DCC offre des opportunités majeures de simplification du marché, qui seront mises au point à la suite de ces systèmes, modifiant la portée et la profondeur de ces éléments. La valeur actuelle totale des dépenses capex en technologies de l’information incombant au fournisseur s’élève à 369 millions GBP, tandis que le montant estimatif des dépenses capex en technologies de l’information incombant aux autres participants de l’industrie s’élève à 69 millions GBP. Dépenses opérationnelles Afin de modéliser les dépenses opérationnelles en technologies de l’information incombant aux fournisseurs, d’anciennes évaluations d’impact ont recours à un chiffre industriel standard de 15 % du montant total des dépenses capex en technologies de l’information pour le comptage intelligent, sauf si des éléments de preuve plus spécifiques sont mis à disposition. Ce chiffre initial est progressivement ramené à 5 % d’ici à 2030. Il s’agit là de se conformer aux meilleures pratiques en termes d’application des technologies de l’information et de gestion de l’infrastructure, lorsque l’amélioration continue de la performance du comportement professionnel est l’une des principales caractéristiques des contrats et a été observée au niveau des systèmes informatiques d’une ampleur et complexité comparables. Les dépenses prévues sont fondées sur la RFI transmise en 2010 et ont de plus été mises à jour dans l’EI de janvier 2013 afin de tenir compte des dépenses opérationnelles découlant de modifications apportées aux systèmes informatiques à la suite d’une architecture technique perfectionnée. De même, pour les autres dépenses opex en technologies de l’information incombant aux participants de l’industrie, le programme a eu recours aux réponses reçues à la RFI de 2010. Les estimations de la présente valeur actuelle en résultant concernant les dépenses opex en technologies de l’information incombant aux fournisseurs et autres participants de l’industrie s’élèvent à 275 millions GBP et 81 millions GBP respectivement. URN: 13D/004 Page 47 3.3.4 Coût en capital Même s’ils ne sont pas présentés comme un élément de coût distinct, les coûts des actifs et de l’installation sont susceptibles d’être soumis à un coût en capital privé, c’est-à-dire que des ressources réservées à des actifs et à l’installation représentent un coût d’opportunité. Pour certains éléments de coût, la passation de marchés de la DCC et de ses fournisseurs de services a apporté son lot de nouvelles informations sur les taux de financement appropriés, qui ont été transférées dans la modélisation des coûts et bénéfices comme décrite à la section Error! Reference source not found.. Pour les autres éléments de coûts, et à la suite d’une approche prudente dans l’estimation des coûts, un coût en capital de 10 % par année réelle est estimé. Un certain nombre de parties prenantes ont fait valoir que leurs propres taux de rendement sont inférieurs à ce niveau. Ce taux relativement élevé a été retenu afin de s’assurer que le coût d’opportunité total de l’investissement est pris en compte dans l’EI. Si un taux d’intérêt inférieur était appliqué, la valeur actuelle nette de la mise en place de compteurs intelligents augmenterait sensiblement. Par exemple, une réduction de seulement 1 % de ces éléments de coûts, dans le cas où aucune information spécifique sur les coûts en capital n’a été obtenue dans le cadre des procédures de passation des marchés, entraîne une augmentation de la VAN de plus de 300 millions GBP, alors qu’un coût en capital présumé de 5 % (à savoir une réduction de 5 % de l’hypothèse actuelle) augmente la VAN d’environ 1,5 milliard GBP. Comme pour les autres hypothèses de modélisation, cette approche prudente entraîne un potentiel risque de sous-estimation du bénéfice net de la politique. 3.3.5 Coûts d’énergie Les actifs des compteurs intelligents consommeront de l’énergie, et nous continuons à supposer qu’un système de comptage intelligent (appareil de mesure, lHD et équipement de communication) consommerait 2,6 W plus d’énergie que les systèmes de mesure actuels. Ces hypothèses restent par conséquent inchangées. La valeur actuelle totale des coûts d’énergie au cours de la période d’évaluation est de 681 millions GBP. 3.3.6 Augmentation des coûts liés aux relevés manuels des compteurs de base restants L’analyse des coûts et bénéfices des compteurs intelligents montre l’inefficacité de devoir lire manuellement un nombre décroissant de compteurs basiques, dans la mesure où un nombre croissant de compteurs intelligents est mis en place. Cette analyse se base sur le principe que, puisque de moins en moins de compteurs de base demeurent en place, il faut de plus en plus de temps pour les lire (par exemple parce que la durée des voyages augmente ou parce que les lecteurs de compteurs se trouvent dans une zone spécifique pour des périodes de plus courte durée, ce qui rend plus difficiles les nouvelles visites dans un local où aucun accès n’a été obtenu). L’EI d’avril 2008 expliquait tout d’abord le bien-fondé d’une équation visant à démontrer l’efficacité décroissante du relevé de compteurs non intelligents, dans la mesure où des compteurs intelligents sont mis en place - décrits comme des inefficacités du relevé sur place. L’EI de mai 2009 incluait quelques modifications à URN: 13D/004 Page 48 cette équation de manière à mieux représenter l’augmentation des coûts de relevé des compteurs non intelligents dans la mesure où le nombre total de compteurs non intelligents diminue. L’hypothèse du coût supplémentaire maximum de ces relevés a été revue à la hausse et ces coûts augmentent de façon exponentielle dans la limite de deux fois le coût du relevé du compteur existant égal à 3 GBP, ce qui se traduit par une hausse maximum de 6 GBP et entraîne un coût de 9 GBP pour un relevé de compteur réussi. Ces relevés sont traités comme un coût supplémentaire par compteur et les coûts sont répartis pendant toute la phase de mise en place. Les hypothèses sur lesquelles reposent ces coûts n’ont pas été modifiées à l’heure actuelle. La valeur actuelle de ces inefficacités du relevé sur place s’élève à 210 millions GBP. 3.3.7 Coûts d’élimination L’élimination des compteurs à la fin de leur durée de vie engendre des coûts, y compris des coûts d’élimination du mercure des compteurs de gaz de base. Ces dépenses auraient été encourues dans le cadre des activités visant à remplacer les compteurs de base habituels, mais augmenteront lors de la mise en place mandatée des compteurs intelligents. L’hypothèse de coûts sous-jacente de 1 GBP par compteur n’a pas changé et le modèle coûts-bénéfices continue de prendre en compte le fait que les compteurs auraient dû être éliminés sans tenir compte de la mise en œuvre du programme, et ne tient compte que de l’accélération et de l’avancement de l’élimination, en plus de la situation contrefactuelle. Les coûts sont par conséquent engagés plus tôt et sont soumis à une déduction moindre. Le calcul prend également en compte l’hypothèse des coûts d’élimination de 1 GBP s’appliquant aux compteurs intelligents, ce qui entraîne des coûts pour les compteurs de première génération à remplacer à partir de 2027. Les coûts des valeurs actuelles s’élèvent à 10 millions GBP. 3.3.8 Frais juridiques et organisationnels L’industrie de l’énergie ainsi que le gouvernement encourront des coûts pour l’établissement juridique, institutionnel et organisationnel de la mise en place massive. Comme discuté à la section Error! Reference source not found., l’indemnité versée au titre de ces activités a été revue à la hausse à la suite de travaux complémentaires menés à bien selon les modalités détaillées. Les coûts précédemment identifiés pour les audits de risque internes et les audits de sécurité commandés en externe pendant la phase de fondation ont été ajustés pour tenir compte du calendrier révisé et pour continuer à être pris dans les présentes prévisions de dépenses. Le même principe s’applique à une déduction pour amortissements de 1 million GBP à des fins de surveillance et d’évaluation de la soumission des données, qui a d’abord été établie dans une évaluation d’impact en 2012. Les coûts de la valeur actuelle totale au cours de la période d’évaluation s’élèvent à 286 millions GBP environ. URN: 13D/004 Page 49 3.3.9 Coûts associés aux activités d’engagement des consommateurs Le document de réponse du gouvernement de mars 2011 à la consultation de prospectus25 a clairement démontré le rôle important joué par les fournisseurs individuels dans la mobilisation de leurs clients. Toutefois, il y a aussi eu un solide soutien en faveur de certaines activités que nous menons au niveau central ou de façon concertée au cours de la phase de mise en place massive, afin de réduire au minimum les bénéfices réalisés par les consommateurs et afin d’améliorer la rentabilité de la mise en place. En décembre 2012, le gouvernement a publié sa stratégie d’engagement des consommateurs en faveur des compteurs intelligents, dans le but d’élever le niveau de prise de conscience des consommateurs et leur engagement en faveur des compteurs intelligents, ainsi que pour inciter à adopter un comportement vertueux en matière d’économies d’énergie. La stratégie a été mise au point en étroite consultation avec les parties prenantes et a été documentée par un éventail d’éléments de preuve internationaux et provenant de Grande-Bretagne. Ses objectifs stratégiques sont les suivants: Rechercher le soutien des consommateurs pour la mise en place de compteurs intelligents en renforçant leur confiance dans les avantages de ce déploiement et en les rassurant sur des domaines qui les préoccupent; Réaliser des économies d’énergie rentables, en aidant tous les consommateurs à utiliser des compteurs intelligents afin de mieux gérer leur consommation d’énergie et leurs dépenses; et veiller à ce que les consommateurs vulnérables et à faibles revenus puissent bénéficier de cette mise en place. Les fournisseurs d’énergie endosseront un rôle important visant à encourager l’engagement des consommateurs, dans la mesure où ils feront office d’interface principale avec leurs clients avant, pendant et après l’installation. Toutefois, le gouvernement a conclu que l’engagement des fournisseurs doit être appuyé par un programme d’activités centralisées pris en charge par un nouvel organe d’approvisionnement central (CDB), financé par des fournisseurs plus importants, tandis que des fournisseurs plus petits contribuent aux coûts fixes d’énergie du CDB. Par la suite, le CDB a été lancé en juin 2013. Ses objectifs sont dans l’ensemble en harmonie avec les objectifs de la stratégie d’engagement des consommateurs. Il dispose d’une présidence indépendante et les groupes de consommateurs sont représentés au conseil d’administration. Les tiers de confiance, tels que les organismes de bienfaisance, les associations de consommateurs, les organisations communautaires, les autorités locales et les associations d’habitation, auront également un rôle important à jouer dans la concrétisation de l’engagement efficace des consommateurs. Beaucoup de ces groupes n’ont pas les moyens de travailler avec chaque fournisseur individuel. Il est donc prévu que le CDB facilite et coordonne leur contribution en élaborant des matériels qu’ils puissent utiliser lorsqu’ils engagent des consommateurs ou lorsqu’ils travaillent potentiellement avec ces derniers dans le but de mener des campagnes d’engagement locales. D’ici la fin 2013, le CDB devra avoir établi son budget pour l’année suivante et avoir mis au point son premier plan d’engagement annuel. Le gouvernement n’a pas fixé 25 https://www.gov.uk/government/consultations/delivering-smart-meters-to-homes-and-businesses URN: 13D/004 Page 50 un budget pour le CDB. En revanche, il existe des mécanismes qui permettent de veiller à ce que les coûts du CDB soient maintenus à un niveau raisonnable. Les fournisseurs plus importants sont tenus, selon les conditions de licence, de veiller à ce que le CDB mène ses activités d’engagement des consommateurs d’une manière qui soit rentable et représente un bon rapport qualité/prix, et le rapport annuel du CDB devra inclure des indications détaillées prouvant les efforts déployés par le CDB pour obtenir un bon rapport qualité-prix. Le programme a depuis lors effectué des travaux supplémentaires afin de mieux comprendre ce qui est à la base d’un engagement efficace des consommateurs. Ces travaux comprenaient notamment la mise au point d’un cadre encourageant le changement de comportement par le COI; une série d’ateliers réunissant les parties prenantes; une demande de renseignements à des fournisseurs sur les coûts et les bénéfices d’un engagement central (décembre 2011); et une consultation au sujet de la stratégie d’engagement des consommateurs (avril 2012), y compris un document de réponse publié en décembre26. Ce travail a confirmé que la mise en place d’un programme d’activités centralisées recueille un fort soutien. Les coûts potentiels ne comprennent pas les coûts des propres activités marketing des fournisseurs, p. ex. le positionnement de la marque, qui ne relèvent pas du champ d’application de la phase de lancement des compteurs intelligents et de cette évaluation d’impact. L’impact potentiel qu’aurait l’engagement centralisé des consommateurs en faveur d’économies d’énergie est brièvement évoqué à la section Error! Reference source not found. ci-après. Un engagement centralisé a le potentiel de réduire certains coûts du programme, en particulier ceux afférents aux visites de l’installation. Une partie de cet objectif consistera à soutenir les propres systèmes de communication des fournisseurs en mettant au point des matériaux de communication standardisés, des systèmes de messagerie et une marque commune pour faciliter l’accès et gérer les risques de relations publiques, en réassurant chacun en ce qui concerne la vie privée et/ou la sécurité, entre autres. L’ensemble de ces éléments peut accroître la volonté des consommateurs de se mettre d’accord sur des installations et d’éviter la nécessité de visites multiples. Étant donné les éléments de preuve disponibles à ce moment précis, il n’est pas possible de produire des estimations quantitatives fermes des avantages attendus découlant de l’engagement centralisé. Les éléments de preuve concernant les avantages obtenus par différents types de consommateurs suite à leur engagement en faveur des économies d’énergie sont en train d’être examinés en détail par le biais de notre projet d’apprentissage précoce, tel que décrit dans la section 3.4.1.1 ci-dessous. À l’approche de l’achèvement du travail réalisé par le CDB pour établir son budget et publier son plan d’action, il n’est pas possible d’améliorer l’estimation des coûts liés à l’engagement centralisé ou de quantifier les bénéfices. En termes de valeur actuelle, le montant estimatif total des coûts de la valeur actuelle liés à ce programme est toujours de l’ordre de 87 millions GBP27 au cours de la période d’évaluation. Pour estimer ce chiffre, le programme a utilisé le modèle de communications utilisé par Digital UK en tant que comparateur approximatif, tout en lui attribuant certaines 26 DECC, programme de mise en place du compteur intelligent: réponse du gouvernement à la stratégie d'engagement des consommateurs, décembre 2012. 27 Notez qu'au début de l'EI, ces coûts ont été présentés en termes réels. Ceux-ci sont désormais présentés en termes de VAN. URN: 13D/004 Page 51 limites. Ce chiffre est une estimation fondée sur les principaux éléments de preuve à disposition. 3.3.10 Coûts entourés d’incertitudes pendant le début de la phase de fondation Les compteurs intelligents seront installés en deux étapes: l’étape de «fondation» (avant la DCC) et l’étape de «mise en place massive». La phase de fondation a commencé en avril 2011, et elle est censée prendre fin avec la phase de mise en place massive à la fin de 2015. Sur la base des informations transmises par les fournisseurs, le gouvernement table sur l’installation d’un grand nombre de compteurs intelligents pendant la phase de fondation. Un certain nombre d’avantages découlent de la mise en œuvre précoce lors de la phase de la fondation, en passant par le décompte des compteurs installés lors de la phase de fondation, jusqu’aux obligations de mise en place que doivent respecter les fournisseurs. En particulier, cela: Soutient une impulsion précoce et permet une approche structurée de la mise en œuvre au cours de la phase de fondation, avec des compteurs précoces répondant aux normes standard; Permet de tirer des leçons des dispositifs mis en place au cours de la phase de fondation, à un niveau opérationnel et technique, et de tester de nouvelles approches en faveur de l’engagement des consommateurs; Offre aux premiers consommateurs la possibilité de recevoir des compteurs intelligents et de réaliser des bénéfices; Évite un échouement non nécessaire des actifs dans le cas où les fournisseurs prendraient le risque commercial d’installer des compteurs intelligents en avance (p. ex. lorsque les compteurs existants doivent être remplacés); Permet d’établir de nouveaux éléments de preuve concernant une norme HAN sans retarder les progrès d’ensemble; Contribue à réduire la pression des taux d’installation maximums; et soutient une phase de mise en œuvre ambitieuse. Certains risques découlant des installations pendant la phase de fondation ont également été identifiés et ces risques pourraient résulter de divers scénarios ayant trait à des augmentations de coûts, que nous prenons en compte en additionnant les déductions pour amortissement aux déploiements anticipés de compteurs. Ces déductions ont été établies en prenant en considération les potentiels résultats de matérialisation et la probabilité que l’événement se produise. Trois domaines de risques potentiels sont définis pour les compteurs intelligents installés au cours de la phase de fondation: Interopérabilité D’éventuelles difficultés pourraient découler de l’équipement utilisé par différents fournisseurs qui ne sont pas nécessairement en mesure de communiquer les uns avec les autres à la lumière des HAN non spécifiées, et par différents fournisseurs d’énergie utilisant différentes normes WAN pour leurs solutions de comptage intelligent. Ceci peut entraîner des coûts supplémentaires en cas de changement de fournisseur (COS), mais peut-être aussi au moment de l’installation pour les consommateurs qui reçoivent de l’électricité et du gaz de différents fabricants. Différences de fonctionnalité Les différences fonctionnelles entre les premiers et seconds SMETS sont limitées. La principale différence envisagée à ce stade réside dans le fait que URN: 13D/004 Page 52 la fonction de notification des coupures (anciennement appelée dernier souffle) ne sera pas disponible dans les compteurs intelligents installés pendant la phase de fondation, dans la mesure où la fonctionnalité sera fournie par le biais des centres de communication CSP qui ne seront pas disponibles au moment de la phase de fondation. Étant donné que les avantages offerts par cette fonctionnalité sont soumis à un nombre important de compteurs disponibles (voir section Error! Reference source not found. pour plus de détails), l’absence de cette fonctionnalité dans les anciens compteurs pourrait engendrer un certain retard dans l’atteinte des bénéfices en termes de gestion des coupures. Adoption et inscription de la DCC Il y a une certaine incertitude quant à savoir comment les compteurs installés avant que la DCC ne soit opérationnelle seront intégrés au système de comptage intelligent de la DCC. Ceci peut entraîner des coûts supplémentaires dans le cas où des mesures s’imposent afin de prévoir de tels compteurs précoces dans la DCC ou dans le cas où ils doivent fonctionner à un coût plus élevé hors de la DCC. Pour l’interopérabilité et les catégories de la DCC, la modélisation des coûts montre en quoi les risques pourraient se concrétiser au niveau des coûts, et estime l’hypothèse la plus pessimiste en termes de coût par compteur. La prise en considération de facteurs atténuants (dépendant et poussé par des incitations commerciales) découle sur une probabilité selon laquelle l’augmentation des coûts dans le pire scénario est pondérée. Les ajustements de risque s’appliquent aux compteurs installés au cours de la période où le risque existe. Toutes les hausses de biais d’optimisme déjà appliquées à cette catégorie de coûts continuent à être prises en compte (et augmentent en effet en fonction de la hausse de risque également). L’introduction de la condition de licence 3 («non-retour en arrière») est favorable aux incitations faites à un nouveau fournisseur d’utiliser un équipement intelligent qui a été mis en place par l’ancien fournisseur. En vertu de cette condition, le nouveau fournisseur sera tenu de prendre toutes les mesures raisonnables en vue d’installer un système de comptage intelligent conforme aux SMETS lorsque celui-ci remplace un système de comptage intelligent conforme aux SMETS lors du changement de fournisseur. Pour tenir compte des éventuels risques résiduels (y compris un compteur intelligent installé par l’ancien fournisseur et fonctionnant en mode «simplifié», ce qui s’est traduit par une perte de bénéfices pour le fournisseur), la hausse n’a pas été entièrement supprimée, mais est néanmoins passée de 15 % à désormais 5 %. Cette hausse s’applique aux coûts du compteur, au matériel de communication à la maison, à l’IHD et aux coûts d’installation pour les installations domestiques et non domestiques pendant la phase de fondation. Concernant les différences de fonctionnalité (à savoir l’absence de notification des coupures par les compteurs installés pendant la phase de fondation), l’impact ne se traduit pas par une augmentation du facteur de coût, mais s’applique directement à la modélisation de la phase de mise en place. Les installations intelligentes SMART mises en place avant la mise à disposition des centres de communication CSP n’offriront pas la fonction de notification de coupure). Ce point est modélisé en ajustant le moment à partir duquel les opérateurs de réseau couvriront suffisamment la fonction de gestion des coupures pour réaliser des économies. Les coûts relatifs à la mise en place de la fonction de notification de coupure sont exclus des anciennes installations. Le tableau ci-dessous présente les facteurs de hausse qui s’appliquent à des installations mises en place pendant la phase de fondation. Il convient de noter que URN: 13D/004 Page 53 la mise en place de compteurs intelligents au cours de la phase de fondation n’est pas obligatoire pour les fournisseurs. Au contraire, la politique du gouvernement dispose de suffisamment de souplesse pour que les fournisseurs d’énergie qui voient une opportunité à commencer à déployer les volumes plus tôt puissent le faire. Tableau 3-3: Hausses des coûts incombant aux compteurs SMETS initiaux Type de risque Risque Risque d’interopérabilité 1 Coûts suite au changement de fournisseur (le nouveau fournisseur pourrait ne pas être désireux/enclin à soutenir le compteur et donc à remplacer le compteur) Risque d’interopérabilité 2 Risques encourus par la DCC Double centre de communication/IHD pour des installations simples d’alimentation en carburant Les compteurs installés en avance entraînent une augmentation des coûts une fois que la DCC est en place.28 Facteur d’augmentation des coûts Hausse de 5 % appliqué à: - Système de communications - Compteur - IHD - Installation Hausse de 15 % appliqué à: - Dépenses capex de l’IHD - Système de communications Plus considéré comme une hausse de coûts, mais saisi en supposant que les coûts du contrat de communication lors de la phase de fondation augmentent en partie en fonction des coûts de communication de la DCC. 3.4 Avantages des compteurs intelligents Nous classons les avantages en trois grandes catégories: ceux liés aux consommateurs, aux entreprises (fournisseurs d’énergie, exploitants de réseaux de distribution et entreprises de production) et au carbone. Les avantages sont classés sur la base du premier bénéficiaire de l’avantage. Dans la mesure où les entreprises opèrent dans un contexte de concurrence - dans le cas des fournisseurs d’énergie ou dans le cadre d’un environnement réglementé - dans le cas de réseaux - un deuxième impact est prévu dans la mesure où les bénéfices ou les économies de coûts sont transmis aux utilisateurs finaux d’énergie, par exemple les consommateurs. Par exemple, le fait d’éviter les relevés de compteur représente une économie de coûts directe de premier ordre pour les fournisseurs d’énergie. Dans la 28 Ce n'est pas un risque spécifique à l'approche par étapes de la phase de fondation et a toujours été pris en compte dans les EI - les compteurs installés avant la DCC ont été soumis à une escalade des coûts. URN: 13D/004 Page 54 mesure où les fournisseurs d’énergie évoluent dans un environnement concurrentiel, nous nous attendons à ce que ces avantages soient transmis aux consommateurs. 3.4.1 Avantages pour le consommateur Les consommateurs devraient obtenir toute une série d’avantages, y compris ceux concernant l’amélioration de la satisfaction client et la gestion financière, qui n’ont jusqu’à présent pas été quantifiés. Ils sont examinés dans le cadre de notre programme de recherche et d’évaluation en cours, et seront abordés par le biais de la stratégie de gestion des bénéfices. D’importants avantages liés aux compteurs intelligents peuvent être obtenus en encourageant le changement du comportement des consommateurs en matière de consommation d’énergie. Le comportement moyen de consommation peut entraîner des changements dans deux domaines: Une réduction de la consommation globale d’énergie, grâce à une meilleure information sur les coûts et à une utilisation de l’énergie qui encourage le changement de comportement; Un changement de la demande énergétique des périodes de pointe aux heures creuses. 3.4.1.1 Réduction de la demande énergétique De plus en plus d’éléments de preuve démontrent que les compteurs intelligents entraînent une réduction de la demande énergétique tandis que persiste toutefois l’incertitude quant au niveau précis des réactions des consommateurs concernant la pleine mise en place de compteurs intelligents, qui dépend d’une série de facteurs. Il existe un certain nombre d’études d’évaluation internationale à grande échelle, telles qu’une révision des 57 études réalisées dans neuf pays par le conseil américain pour une économie énergétiquement efficace (ACEEE)29 qui estime que, en moyenne, un retour d’information permet de réduire la consommation d’énergie entre 4 et 12 % et augmente de 9 % des économies associées à un retour en temps réel. Une autre étude réalisée par l’ACEEE30 a rapporté des économies réalisées en matière d’électricité domestique, grâce à un retour d’information en temps réel dans les neuf projets pilotes passés en revue, allant de 0 à 19,5 %, avec des économies moyennes des projets pilotes de 3,8 %. Sarah Darby31 et Corinna Fischer32 montrent également que les réactions peuvent se traduire par de spectaculaires changements de comportement avec des réductions moyennes de la consommation d’énergie de plus de 10 %. Le rapport du groupe industriel européen de compteur intelligent (ESMIG)33, une évaluation de 100 projets pilotes et de 460 échantillons couvrant 450 000 consommateurs, a suggéré de réaliser des économies d’environ 5 à 6 % dans le cadre d’interventions sans l’IHD, à une moyenne de 8,7 % avec un IHD. 29 Erhardt-Martinez, Donnelly, Laitner, Initiatives de comptage avancé et programmes de retours d'informations dans le secteur domestique: une méta-analyse concernant les opportunités de réaliser des économies d'énergie dans les ménages, juin 2010. 30 http://www.aceee.org/research-report/b122 31 Sarah Darby, L'efficacité des retours d'information sur la consommation d'énergie, avril 2006. 32 Corina Fischer, Retour d'information sur la consommation énergétique des ménages: un outil pour réaliser des économies d'énergie?, 2008. 33 ESMIG, Le potentiel des compteurs intelligents a permis l'élaboration de programmes visant à accroître l'efficacité de l'énergie et des systèmes, octobre 2011. URN: 13D/004 Page 55 Les procès tenus dans des pays européens se sont traduits par des économies d’énergie de la même envergure34. Des études internationales fournissent également quelques éléments de preuve sur la probable pérennisation des économies. L’étude de l’ACEEE déjà citée plus haut a constaté que les économies réalisées suite à des retours d’information sont souvent persistantes, y compris celles découlant des études à plus long terme (de 12 à 36 mois) prises en compte. Toutefois, compte tenu des différences de situation et d’approche entre les différents pays, il est difficile de transférer les niveaux et la persistance des économies directement dans le contexte de la Grande-Bretagne. Le projet de recherche sur la demande énergétique (EDRP) a constitué un projet majeur au Royaume-Uni, cofinancé par le gouvernement en vue de fournir des informations aux réponses des consommateurs à un large éventail de retours d’informations, y compris des interventions basées sur les compteurs intelligents. Le rapport final35 contenait de nouveaux éléments de preuve solides concernant l’impact du comportement suite à l’amélioration des informations relatives à l’énergie en Grande-Bretagne. Les études de l’EDRP ont généralement constaté que la combinaison d’un compteur intelligent avec un IHD était associée à d’importantes économies d’énergie. Les niveaux d’économies ont varié en fonction de la manière dont les études ont été réalisées; toutefois, les études qui peuvent être davantage comparées à la mise en place en Grande-Bretagne ont indiqué des économies d’électricité statistiquement robustes comprises entre 2 % et 4 %. Pour le gaz, un compteur intelligent a été fourni à la place de l’IHD, ce qui était plus significatif que l’obtention d’économies, avec des économies de l’ordre de 3 %. C’est en ayant un discours théorique que le retour d’information en temps réel est le plus pertinent pour l’électricité. Sont également pertinents les éléments de preuve à propos des mécanismes et activateurs du changement comportemental, et la mesure dans laquelle ils sont susceptibles d’être soutenus par le biais de la conception du programme. Fischer (ibid.) a constaté que des économies supérieures sont liées au retour d’informations qui: se basent sur la consommation réelle; sont fréquemment obtenus (idéalement, tous les jours ou plus) et sur une plus longue période; impliquent l’interaction et le choix pour les ménages; comprennent des pannes spécifiques aux appareils; peuvent impliquer des comparaisons historiques ou normatives; et sont présentées de façon compréhensible et intéressante. Darby (2010)36 est une autre étude qui met en évidence entre autres la nécessité de concevoir des interfaces clients visant à faciliter la compréhension et à aider les occupants à prendre des mesures appropriées en vue de réduire la demande. L’étude de l’ACEEE a aussi conclu que pour atteindre le maximum d’économies suite à des retours d’informations, il conviendra d’adopter une approche associant les technologies utiles à des programmes bien conçus permettant de bien informer, de s’engager, de favoriser l’autonomie et de motiver le personnel. Les conclusions de l’ESMIG ont par ailleurs confirmé l’importance de l’implication des consommateurs et les variables environnantes- au-delà du support technologique utilisé ou de la structure du programme. Ce rapport a insisté sur le fait que plus grande est la variété et le clivage des activités d’engagement, plus importants sont les impacts de leur mise en œuvre. 34 CER, Rapport sur les résultats obtenus à partir des études comportementales sur les clients utilisant des compteurs d'électricité intelligents, papier informatif, CER11080a, mai 2011. En Allemagne, une récente étude réalisée sur les compteurs intelligents donne à penser que des économies de l'ordre de 5 % environ sont dues à une combinaison de retours d'information indirects et de conseils en matière d'efficacité énergétique: Schleich, J.; Klobasa, M.; Brunner, M.; Gölz, S.; Götz, K.; Sunderer, G., Compteurs intelligents en Allemagne et en Autriche résultats des retours d'information fournis sur le terrain, 2011. 35 Ofgem, Projet de recherche sur la demande d'énergie, analyse finale, juin 2011. 36 Darby, Sarah, Comptage intelligent: quelles possibilités pour l'engagement des ménages?, 2010 URN: 13D/004 Page 56 À partir des éléments de preuve disponibles à ce jour, il semble que les niveaux et la distribution des économies d’énergie dépendront d’un certain nombre de facteurs, y compris: l’efficacité des approches pour l’engagement des consommateurs établies par les fournisseurs d’énergie, l’organe d’approvisionnement central, les sociétés de services énergétiques (ESCO) et les éventuelles autres parties; la qualité des solutions de conception (p. ex. la qualité et l’utilité des affichages à domicile et les informations minimales requises, l’évolution de la situation aux pays d’origine, les développements en automatisation domestique) et promouvoir le développement des tarifs et services énergétiques qui encouragent ou facilitent le changement de comportement. Les différents éléments du programme (p. ex. la stratégie pour l’engagement des consommateurs, les exigences minimales en matière d’IHD qui prépareront le terrain en vue de l’innovation, de la souplesse de l’approvisionnement pour l’accès à des données à la maison et par l’intermédiaire de la DCC) aborderont ces questions spécifiques. En outre, la concurrence sur le marché au détail et les autres mesures visant à promouvoir l’objectif du programme tendant à une concurrence efficace sur tous les marchés en cause (approvisionnement en énergie, fourniture de compteurs et services énergétiques et automatisation domestique) sont de nature à encourager les développements sur le marché, ce qui permettra de soutenir les économies d’énergie dans le temps. Comme indiqué plus haut, l’efficacité des approches pour l’engagement des consommateurs est susceptible d’influer sur le niveau et la répartition des économies d’énergie des consommateurs. Des plans sont élaborés pour un programme d’engagement central tel que décrit dans la section Error! Reference source not found., qui viendront compléter les activités d’engagement des différents fournisseurs. Nous sommes en train de réaliser un projet d’apprentissage précoce, qui devrait faire l’objet d’un rapport en 2014 et qui constituera une première analyse des progrès qui ont été atteints à ce jour en termes de bénéfices obtenus par les consommateurs, en particulier en ce qui concerne les économies d’énergie, et lorsque d’autres mesures sont susceptibles d’être efficaces pour renforcer ces prestations. Nous nous attendons à ce que cette analyse prévoie l’évaluation de l’importance d’un engagement central. Dans l’ensemble, la Grande-Bretagne ainsi que les éléments de preuve à l’international montrent que des économies considérables sont à notre portée. Des analyses coûts/avantages dans d’autres pays ont adopté des hypothèses similaires en matière d’économies d’énergie. L’analyse coûts/bénéfices de Kema réalisée à l’attention du ministère néerlandais des affaires économiques37 suppose 6,4 % d’économies d’électricité avec un retour d’information direct par l’intermédiaire d’un IHD (3,2 % avec un retour d’information indirect) et 5,1 % (3,7 %) pour le gaz38. La récente analyse coûts/bénéfices irlandaise adopte une hypothèse d’économies d’électricité égales à 3 % afin de calculer des estimations à caractère illustratif du changement opéré dans le bien-être des consommateurs suite à l’installation de compteurs intelligents. L’évaluation d’impact suppose des économies d’énergie se situant dans la fourchette inférieure des résultats des études, en raison de l’incertitude actuelle quant au 37 KEMA, 2010 L'analyse coûts/bénéfices suppose des options de refus de l'installation d'un compteur intelligent, en raison de changements intervenus récemment sur la scène politique néerlandaise, et l'analyse coûts/bénéfices repose sur l'hypothèse d'une adoption volontaire de 20 % des IHD. 38 URN: 13D/004 Page 57 niveau précis des économies d’énergie à ce stade de l’analyse et des mises en garde 39 à l’ensemble de la population. À la lumière de notre analyse en cours des éléments de preuve disponibles et compte tenu des incertitudes sous-jacentes, nous conservons une approche prudente et continuons de penser que les réductions annuelles brutes de la demande seront les suivantes: 2,8 % pour l’électricité (crédit et PPM); 2 % pour le crédit de gaz et 0,5 % pour le PPM de gaz. Nous appliquons également des analyses de sensibilité à ces bénéfices comme suit: Dans le scénario des bénéfices supérieurs: 4 % pour l’électricité (crédit et PPM), 3 % pour le crédit de gaz et 1 % pour le compteur de prépaiement (PPM) du gaz. Dans le scénario des bénéfices inférieurs: 1,5 % pour l’électricité (crédit et PPM); 1 % pour le crédit de gaz et 0,3 % pour le PPM de gaz. L’énergie est évaluée de la même manière, suivant les orientations fournies par le DECC40. Le projet de base énergétique à partir duquel les économies d’énergie sont calculées est compatible avec les projections en matière d’énergie récemment publiées par le DECC, qui représentent un certain nombre de politiques d’efficacité énergétique en place avant le comptage intelligent41. Il est nécessaire de prendre en compte les effets de rebond directs afin de faire une estimation précise des économies d’énergie nettes. Lorsque des potentielles économies d’énergie basées sur la physique ou théoriques sont utilisées pour l’analyse (p. ex. l’effet du gain de productivité d’une certaine résistance de l’isolation), ces effets de rebond doivent être explicitement estimés et soustraits de l’estimation théorique. L’effet des économies d’énergie réelles nettes dans de tels cas dépendra toujours du comportement du consommateur tandis que les bénéfices sur les revenus découlant d’un accroissement de l’efficacité énergétique pourraient en partie être dépensés en augmentant la consommation du service énergétique (appelé l’amélioration confort). Toutefois, l’approche adoptée pour l’estimation des économies d’énergie des compteurs intelligents est fondamentalement différente et se fonde sur les résultats des essais empiriques, à savoir les effets observés. Ces valeurs observées sont nettes des éventuels effets de l’amélioration du confort et de rebond direct. Par conséquent, il n’est pas nécessaire de procéder à un ajustement supplémentaire aux estimations d’économies d’énergie des compteurs intelligents. Une deuxième source de changement dans les modes de consommation, découlant de la mise en place des compteurs intelligents, est une évolution de la demande d’énergie des périodes de pointe aux heures creuses. Bien que ce changement est susceptible d’entraîner des réductions de facture pour ceux acceptant des tarifs en fonction de l’heure d’utilisation (ToU), les économies de facture pour certains clients peuvent être compensées par des augmentations de facture pour d’autres clients, au fur et à mesure que se déroulent les transferts de subventions dans le temps. Les 39 Ces mises en garde comprennent, entre autres, le degré de représentativité des échantillons, les effets des études et les économies d'échelle, par exemple. 40 Évaluation de la politiquesur les gaz à effet de serre du DECC dans des départements du gouvernement, décembre 2012: http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/about/ec_social_res/iag_guidance/iag_guidance.aspx 41 D'où le fait d'éviter un double décompte des économies d'énergie et un double emploi des politiques. Les politiques prises en compte dans le projet de base sont le Warm Front, les réglementations relatives au bâtiment de 2002 et 2005, l'EEC1,2 2002 et les CERT (à l'exclusion des CERT + 20 %) et des produits de la tranche 1. URN: 13D/004 Page 58 avantages du transfert de charge sont par conséquent évalués dans l’évaluation d’impact, dans la mesure où ils produisent une ressource utile à l’économie du Royaume-Uni. Cet avantage est considéré comme un avantage de premier ordre sur divers agents du marché de l’énergie, et est donc abordé dans le cadre de la rubrique des «bénéfices commerciaux». Dans l’ensemble, la réduction de la demande énergétique représente des bénéfices bruts de l’ordre de 4 265 millions GBP en termes de valeur actuelle. 3.4.1.2 Microgénération Nous évaluons que les économies réalisées grâce à l’utilisation de compteurs intelligents nous fourniront des informations concernant les exportations issues des dispositifs de microgénération. Nous l’avons fait en estimant le nombre de dispositifs de microgénération qui seront en service d’ici à 2020. Nous avons élaboré une estimation prudente du nombre d’unités (environ 1 million d’ici à 2020) et des économies réalisées par an par compteur (0,12 GBP), en partant du principe qu’un compteur de production séparé et ses coûts d’installation étaient superflus. Les bénéfices liés à la microgénération s’élèvent à 30 millions GBP en termes de valeur actuelle sur la période d’évaluation. 3.4.2 Bénéfices des fournisseurs On trouvera ci-après une série de bénéfices et de réductions de coûts que l’industrie de l’approvisionnement énergétique s’attend à réaliser. Les discussions avec les fournisseurs d’énergie menées dans le cadre d’ateliers et de réunions bilatérales ont validé, à un niveau global dans toute l’industrie, le fait que les hypothèses émises par les fournisseurs en matière de bénéfices sont valides et réalisables. Les fournisseurs individuels peuvent toutefois avoir des positions commerciales différentes. 3.4.2.1 Visites sur place évitées À l’heure actuelle, les fournisseurs d’énergie doivent se rendre aux locaux de leurs clients, et ce, pour plusieurs raisons, à savoir effectuer des relevés de compteurs et mener à bien des inspections de sécurité. La mise en place des compteurs intelligents aura des incidences à plusieurs égards sur l’obligation d’effectuer de telles visites. Visites régulières o Visites régulières en vue de procéder à des relevés de compteurs Les compteurs intelligents permettront aux fournisseurs de ne pas réaliser des relevés de compteurs dès lors qu’un compteur basique a été remplacé par un compteur intelligent. Nous continuons de penser que le fait de pouvoir éviter de relever les compteurs à intervalles réguliers aura des avantages (réduction des coûts) de l’ordre de 6 GBP par compteur (de crédit) par année, selon notre scénario central qui tient compte à la fois des relevés réels et des tentatives de relevés. Ce scénario tient compte des coûts évités de deux relevés de compteur par an dans le cadre du cycle de relevés de compteurs normaux, pour lequel des agents en charge du relevé de compteurs font des appels à froid dans une zone afin de relever un compteur et répètent cette étape si l’accès n’est pas obtenu en première instance. Un coût de 3 GBP par relevé de compteur réussi correspond au coût qui a été côté par l’industrie en tant que taux commercial imputé par les entreprises de relevés de compteurs. URN: 13D/004 Page 59 o Visites régulières d’inspection de la sécurité L’EI tient aussi compte des coûts supplémentaires pour les inspections de sécurité des compteurs intelligents. Les coûts de ces visites régulières d’inspection de sécurité effectuées dans le monde intelligent s’élèvent à 0,6 GBP par année pour 90 % des compteurs, et à 8,75 GBP par année pour les 10 % restants. À l’heure actuelle, les inspections de sécurité sont effectuées dans le cadre de visites régulières en vue de procéder à des relevés de compteurs et engendrent peu, voire aucun, coût supplémentaire. Le modèle ne comprend aucun surcoût pour les inspections de sécurité dans l’actuelle situation contrefactuelle. Ce modèle minimise probablement le coût actuel, mais en l’absence d’éléments de preuve, il est utilisé comme référence pour la modélisation. Le programme prévoit que la mise en place de compteurs intelligents permettra de favoriser une modification du régime sous-jacent et que la fréquence actuellement requise d’une inspection tous les deux ans ne persistera pas dans l’ensemble de la population des compteurs, une fois que les compteurs intelligents auront été installés. Cela fera l’objet d’une décision de l’Ofgem et du Health and Safety Executive (HSE). Un fournisseur a récemment obtenu de l’Ofgem une dérogation à l’obligation qui lui incombe de procéder à des inspections de protection contre le gaz tous les deux ans et, au lieu de cela, a obtenu l’autorisation de passer à une approche fondée sur les risques. L’Ofgem a également exprimé son intention de réexaminer le régime d’inspection existant du compteur en vue de la mise en œuvre de nouvelles dispositions facilitant les avantages du comptage intelligent42. À des fins de modélisation, nous avons émis des hypothèses sur les coûts incombant aux fournisseurs pour effectuer des inspections de sécurité à la suite de la mise en place de compteurs intelligents. Le modèle suppose un nouveau régime fondé sur les risques à appliquer à l’ensemble des compteurs soumis à différentes exigences pour les différentes catégories de risque: Groupe de risque inférieur: o 90 % des compteurs o Nécessite une inspection de sécurité tous les 5 ans o Approche territoriale avec un coût de 3 GBP par visite réussie Groupe de risque supérieur: o 10 % des compteurs o Nécessite une inspection de sécurité tous les 2 ans (ou 5 % des compteurs chaque année) o Approche des rendez-vous programmés avec un coût de 17,5 GBP par visite réussie43 Il existe des incertitudes concernant la part des compteurs susceptibles de présenter des risques plus élevés dans le cadre d’un nouveau régime d’inspection de sécurité, mais à des fins de modélisation, il semble raisonnable de supposer que la population qui exige actuellement des visites spéciales d’inspection de sécurité (voir la section suivante) continuera d’exiger des coûts dédiés à une fréquence supérieure à celle de 42 Ofgem, lettre à British Gas, 14 décembre 2012. C'est le résultat de l'utilisation de l'actuel taux commercial de 10 GBP pour une visite spéciale convenue et de la prise en compte du fait que pour la première fois, les taux d'accès seront inférieurs à 100 %. Seulement 50 % des locaux devraient permettre l'accès lors de la première tentative; 25 % d'entre eux nécessiteront une seconde et troisième visite. La même hypothèse est utilisée pour la modélisation des avantages découlant des visites spéciales d'inspection de sécurité qui ont pu être évitées dans la situation actuelle, comme décrit ci-après. 43 URN: 13D/004 Page 60 la majorité des compteurs (voir la section concernant les visites spéciales). En vertu de la dérogation récemment accordée pour les inspections de protection contre le gaz par un seul fournisseur, les clients inscrits sur le registre de service de priorité continueront à demander des cycles de contrôle tous les deux ans. Les informations publiées par l’Ofgem44 indiquent qu’environ 8 % de l’ensemble des clients de gaz et d’électricité en 2011 étaient inscrits sur ce registre. Visites spéciales D’autres hypothèses concernant «les visites spéciales évitées» sont élaborées. L’analyse tient compte de bénéfices de l’ordre de 0,5 GBP par compteur de crédit par an obtenus grâce aux relevés de compteurs spéciaux évités, et de bénéfices de l’ordre de 0,875 GBP par compteur de crédit par an obtenus grâce aux inspections de sécurité spéciales évitées. Visites spéciales en vue de procéder à des relevés de compteurs: Nous supposons un bénéfice de 0,5 GBP par compteur de crédit, obtenu en prenant en compte les activités suivantes dans la situation actuelle qui seront inutiles une fois que les compteurs intelligents seront mis en place: o 5 % des clients de compteurs de crédit par an demandent une visite spécifique en vue d’un relevé spécial (p. ex., en raison de différends concernant la facturation). o Une telle visite coûte 10 GBP, en supposant un accès à la première tentative Visites d’inspection de sécurité spéciales: Nous supposons un bénéfice de 0,875 GBP par compteur, obtenu en prenant en compte les activités suivantes dans la situation actuelle qui seront inutiles une fois que les compteurs intelligents seront mis en place: o 5 % de la population de compteurs par an requièrent une visite spécifique en vue d’une inspection de sécurité o Une telle visite coûte 17,5 GBP, qui prend en considération l’obligation de procéder à des visites répétées Le tableau ci-dessous résume les points évoqués dans la présente section et donne un aperçu de l’impact général: Tableau 3-4: Impacts sur les coûts et bénéfices obtenus à partir des visites sur place évitées (par compteur par an)45 Type de visite Relevé du compteur normal Coût du monde actuel 6 GBP par compteur de crédit par an, 0 GBP par compteur de prépaiement par an Coût du monde intelligent Aucun Effet Économie 44 http://www.ofgem.gov.uk/Sustainability/SocAction/Monitoring/SoObMonitor/Documents1/SOR%20annual%20report% 202011.pdf 45 Il convient de noter que les coûts totaux ne sont pas directement calculés en faisant la somme des éléments de coûts. Ce calcul prend également en considération le pourcentage des compteurs de crédit et de prépaiement. URN: 13D/004 Page 61 Inspection normale Aucun coût de la sécurité supplémentaire Relevé spécial du compteur demandé par le client Inspection spéciale de sécurité Coût total: 0,5 GBP par compteur de crédit par an, 0 GBP par compteur de prépaiement par an 0,875 GBP par compteur par an 6,73 GBP 0,6 GBP par compteur à faible risque par an, 0,875 GBP par compteur à risque élevé par an Aucun Coût Plus nécessaire comme traité selon l’approche basée sur les risques 0,63 GBP Économie Économie Réduction des coûts de 6,10 GBP Les coûts susmentionnés et les réductions de coûts s’appliquent aux compteurs intelligents selon les hypothèses de modélisation de la phase de mise en route. D’une manière générale, les visites sur place évitées prennent en considération les bénéfices bruts de 2,846 millions GBP en termes de valeur actuelle. 3.4.2.2 Réduction des demandes de renseignements et des frais généraux des clients Les économies de coûts obtenus par le centre d’appel sont le résultat d’une réduction dans des demandes et plaintes des clients concernant la facturation. Les compteurs intelligents entraîneront la mort des estimations de facture et cette situation devrait se traduire par la baisse des demandes de renseignement adressées aux centres d’appel concernant la facturation. Cette hypothèse n’a pas changé et nous supposons que cette réduction des coûts atteindra 2,20 GBP par compteur par an dans le cadre du scénario principal (1,88 GBP pour la réduction des demandes de renseignements et 0,32 GBP pour la réduction des frais généraux de la clientèle). Cette estimation est conforme à ce qui était initialement prévu par Mott MacDonald46, et a été vérifiée par les fournisseurs au niveau global. Aucune nouvelle information n’a été recueillie et nous partons du principe, sur la base des prévisions antérieures des fournisseurs, que des volumes d’appels entrants pourraient diminuer d’environ 30 %, entraînant une réduction de 20 % des frais généraux des centres d’appels. Au total, la réduction des volumes d’appel engendre des bénéfices bruts de 1 146 millions GBP en termes de valeur actuelle. 3.4.2.3 Coût de prépaiement à payer Les compteurs intelligents sont censés dégager des économies de coûts pour servir les clients avec des compteurs de prépaiement (PPM). Ces économies résultent principalement des visites sur place évitées afin de remplacer les compteurs de crédit avec des compteurs de prépaiement, et vice versa. Alors que le nombre de clients de compteurs de prépaiement est resté relativement constant au fil du temps par rapport à la population totale, un large pourcentage de la sous-population des 46 Mott MacDonald, Évaluation des coûts et bénéfices des options de mise en place des compteurs intelligents, avril 2008. URN: 13D/004 Page 62 ménages se désabonne pour opter pour des compteurs de prépaiement ou repasser aux compteurs de crédit. De manière simplifiée, cela peut être envisagé comme un groupe constant de compteurs de prépaiement, avec un client seulement équipé d’un compteur de prépaiement, car le client disposant précédemment d’un compteur de prépaiement opte pour un compteur de crédit. L’Ofgem a signalé un total d’environ 450 000 installations PPM en 201147, et ces installations pourraient être évitées une fois que les compteurs intelligents seront mis en place et qu’il sera possible de commuter à distance entre la fonction de crédit et celle de prépaiement. Par ailleurs, les compteurs intelligents en mode de prépaiement nécessiteront probablement moins de maintenance et de service que les compteurs à clés actuels puisqu’il y a moins d’interaction mécanique et qu’il n’y a pas lieu de remplacer les clés perdues. Enfin, il serait peut-être possible de réaliser certaines économies dans l’infrastructure de prépaiement, par exemple en rationalisant le système de mise en ligne de crédit dans la mesure où de nouvelles méthodes de paiement (par téléphone ou sur internet) sont désormais possibles ou parce que les fournisseurs pourraient décider de gérer les paiements effectués en interne. Les consommateurs du prépaiement pourraient obtenir des avantages si ces économies des coûts opérationnels bénéficiaient de coûts inférieurs. Dans la pratique, les clients du prépaiement ont déjà fait certaines de ces économies parce que les fournisseurs ont artificiellement baissé les tarifs de prépaiement en faveur de niveaux de crédit standard. Dans la mesure où ce processus a impliqué un transfert de subventions, une partie des bénéfices liés à la réduction des coûts de prépaiement risquent de retomber sur l’ensemble de la base de clients. Un compteur unique de crédit/de prépaiement signifie que les différences de coûts entre les tarifs standard du compteur de crédit et ceux du compteur de prépaiement seront nettement revues à la baisse sans nécessité de procéder à une subvention croisée. Nous supposons que les coûts supplémentaires à payer pour servir des consommateurs disposant de compteurs PPM s’élèvent actuellement 30 GBP pour l’électricité et 40 GBP pour le gaz. Ceci est conforme au rapport des résultats initiaux de l’enquête de la fourniture d’énergie publié par l’Ofgem en décembre 2008, qui montre qu’en combinant le gaz et l’électricité, les coûts directs et de service encourus par un client possédant un compteur PPM sont supérieurs de 88 GBP à ceux encourus par un client possédant un compteur soumis au prélèvement automatique48. L’introduction de compteurs intelligents permettrait de réduire (mais ne supprimerait pas tous) ces coûts supplémentaires. Notre hypothèse est la même que celle utilisée précédemment. Le niveau d’économies attribuées aux compteurs intelligents est de 40 %, ce qui représente une économie annuelle de 12 GBP pour chaque compteur d’électricité PPM et de 16 GBP pour chaque compteur de gaz PPM. La valeur actuelle de ces bénéfices revient à 1 048 millions GBP. 3.4.2.4 Gestion de la dette et changement à distance entre le mode de crédit et de prépaiement Le comptage intelligent peut aider à éviter les dettes - à la fois pour le consommateur et le fournisseur - de différentes façons. Les informations sur la consommation d’énergie et les incidences sur les coûts communiquées par l’intermédiaire de l’IHD peuvent aider le consommateur à gérer la consommation et à prendre conscience de ses coûts. Cela peut être utilisé pour éviter d’importantes factures d’énergie et par conséquent les risques de dettes. 47 48 Ofgem, Obligations sociales des fournisseurs domestiques: rapport annuel, octobre 2011. Ofgem, Rapport des résultats initiaux de l'enquête de la fourniture d'énergie, octobre 2008 URN: 13D/004 Page 63 Pour les fournisseurs d’énergie, deux fonctionnalités essentielles engendreront des bénéfices en matière de gestion des dettes. D’une part, une augmentation de la fréquence et de l’exactitude des données de consommation à des fins de facturation permettront aux fournisseurs d’identifier les clients risquant d’accumuler des dettes plus tôt et leur permettront de discuter et de convenir de mesures réactives. Le fournisseur pourrait par exemple fournir des conseils en matière d’efficacité énergétique afin de réduire les dépenses d’énergie, ou bien pourrait offrir un autre accord de paiement ou mettre au point avec le consommateur un plan de remboursement de la dette. Des factures fondées sur les relevés à distance des compteurs et, par conséquent, sur la consommation réelle d’énergie permettront également d’éviter d’importants arriérés dans le cas où les clients reçoivent une succession d’estimations de factures. Cela permettra également de procéder à plus d’ajustements, dans des délais plus courts, pour les prélèvements automatiques, dans le cas où les clients paient actuellement un montant forfaitaire mensuel/trimestriel et où les paiements insuffisants ou excédentaires sont seulement réglés à la fin de l’année. D’autre part, la gestion de la dette aura des avantages grâce à la capacité de faire passer à distance et rapidement un client vers un système de prépaiement. La protection en cours des consommateurs restera en place (et pourrait même être encore renforcée par l’Ofgem) et rien ne permet de penser que les consommateurs pourront être contraints de passer au prépaiement. Toutefois, il sera possible pour le fournisseur de discuter plus tôt avec un client endetté de certaines mesures réactives potentielles, y compris l’offre de passer à un système de prépaiement. Un client endetté pourrait déjà, dans les circonstances actuelles, recevoir un compteur à prépaiement, mais une fois que les compteurs intelligents seront en place, cela sera possible plus tôt. C’est à la fois parce qu’un problème de paiement peut être identifié plus tôt et aussi parce que le passage réel au système de prépaiement peut être exercé plus rapidement que tous les équipements nécessaires sont déjà en place dans les locaux du client. Le fournisseur encourt aussi seulement un coût minime pour procéder au changement entre les différents types de paiement. Grâce à des dispositions de paiement facilitées pour les PPM, un plus grand nombre de clients peut opter pour les PPM s’ils ont du mal à gérer leurs paiements. Nous n’avons cependant pas modélisé une augmentation du nombre de clients PPM au fil du temps. L’annulation de la dette (tant du point de vue du montant total des dépenses à acquitter ainsi que la durée pendant laquelle les clients restent endettés) réduit les besoins en fonds de roulement des fournisseurs. Étant donné que l’apport de ces fonds de roulement n’est pas en libre circulation (ils pourraient être utilisés ailleurs et par conséquent, entraîner des coûts d’opportunité), les exigences relatives aux fonds de roulement se traduisent par une réduction des coûts d’exploitation que les fournisseurs peuvent réaliser et par conséquent se répercuter sur les consommateurs. Sur la base des estimations initialement tirées par Mott MacDonald et approuvées depuis lors par les fournisseurs d’énergie, nous estimons les économies du compteur (de crédit) réalisées grâce à une meilleure gestion de la dette à 2,2 GBP par an, ce qui se traduit par un bénéfice en termes de valeur actuelle de 968 millions GBP. 3.4.2.5 Économies réalisées grâce à la commutation La mise en place de compteurs intelligents permettra une rationalisation des dispositions relatives au traitement du changement de processus du fournisseur. Les URN: 13D/004 Page 64 équipes de dépannage employées pour régler des exceptions ou enquêter sur des problèmes de données ne seront plus nécessaires. Les fournisseurs seront en mesure de réaliser des relevés précis le jour du changement de fournisseur, résolvant de ce fait la nécessité d’assurer le suivi des mesures qui ne correspondent pas et réduisant les erreurs de facturation. Comme indiqué dans la section Error! Reference source not found., le programme a soumis une demande de renseignements de grande envergure en 2010 afin de déterminer les coûts et les avantages pour l’industrie de l’énergie suite à la mise en place de compteurs intelligents et de la DCC. La principale catégorie des avantages observés dans le cadre de cette demande de renseignements concerne le changement de clients, mais inclut également des économies résultant de la centralisation des fonctions d’enregistrement et de l’agrégation de données. La demande de renseignements a demandé des points de vue concernant l’ampleur potentielle de cet avantage et la mesure à laquelle les avantages sont conditionnés par la DCC, qui fournit un système centralisé d’enregistrement des fournisseurs portant à la fois sur l’électricité et le gaz. Les fournisseurs ont été invités à estimer la valeur des avantages qui pourraient être réalisés et à faire des observations sur les facteurs qui pourraient faire obstacle à la réalisation de ces avantages. Les estimations fournies concernant les bénéfices ont porté sur les potentiels avantages de la réduction de la complexité et des coûts associés à une activité d’interface avec un grand nombre d’agents d’enregistrement, lorsqu’un client change de fournisseur. Si une éventuelle activité de la DCC s’est traduit par le transfert des fonctions des agents des fournisseurs vers la DCC (p. ex., agrégation de données), les fournisseurs ont été invités à évaluer les coûts qui seraient évités. Les opérateurs de réseau et les agents de comptage ont été priés de fournir des éléments de preuve sur la façon dont chaque option facilitera la réalisation du changement de fournisseur et des prestations connexes (p. ex. les coûts évités du traitement des demandes de renseignements relatives à l’enregistrement transmises par les fournisseurs d’énergie). À la suite de l’analyse des réponses à la demande de renseignements, nous pensons que les bénéfices découlant du changement de fournisseur s’élèvent à 3,11 GBP par compteur intelligent par an, dans le cas où la DCC offre des services d’enregistrement et d’agrégation des données (supposément d’ici à 2020 à des fins de modélisation). Dans le cas où la DCC offre des bénéfices découlant des services d’enregistrement (supposément à partir de 2018 à des fins de modélisation), des bénéfices de l’ordre de 2,22 GBP par compteur intelligent par an sont pris en considération. Après la date de mise en place des services de la DCC à la fin de 2015, des bénéfices de l’ordre de 1,58 GBP par compteur intelligent par an sont pris en considération. Avant la mise en place de la DCC, les bénéfices sont supposés s’élever à 0,8 GBP par compteur par an. En termes de valeurs actuelles totales, les économies réalisées grâce à la commutation génèrent 1 498 millions GBP de bénéfices bruts. 3.4.2.6 Vol La mise en œuvre de compteurs intelligents pourrait accroître la capacité pour les fournisseurs à détecter et gérer des vols. Estimer le vol est un problème en soi et les niveaux de vols sont difficiles à quantifier. L’analyse détaillée réalisée par l’industrie en 2010 a suggéré que les niveaux de vol pour le gaz et l’électricité s’élèvent à 1,6 TWh et 5,5 TWh, respectivement. En utilisant les prix de l’énergie au détail domestique du DECC, en 2012, cela se traduit par un prix de détail de l’ordre d’environ 240 millions GBP chacun. En réponse à la consultation de l’Ofgem suite à URN: 13D/004 Page 65 leur évaluation d’impact sur la lutte contre le vol de gaz49 et dans la consultation de la stratégie de l’Ofgem pour le contrôle du prix de distribution de l’électricité RIIOED150, le vol de gaz et d’électricité en 2012 est estimé respectivement entre 220400 millions et 400 millions GBP par an. Ces estimations de vol sont fondées sur l’analyse industrielle indépendante des erreurs de mesure rencontrées dans le cadre de la conciliation des données de consommation du gaz à partir desquelles est calculée la part attribuable au vol. Les niveaux du vol d’électricité sont extrapolés à partir des données relatives au gaz, en partant du principe que le niveau de vol d’électricité est identique à celui du vol de gaz. Il s’agit là d’une estimation prudente dans la mesure où l’élément de preuve suggère que les niveaux de vol d’électricité peuvent en fait être plus élevés que ceux du gaz (Ofgem, 2005) et sont illustrés dans les chiffres ci-dessus. Dans notre scénario central, nous continuons de penser que la mise en place de compteurs intelligents permettra de réduire les vols de 10 %, mais il s’agit là d’une estimation prudente se basant sur le fait que les compteurs intelligents pourraient réduire les vols de 20 à 33 % dans les précédentes réponses à la consultation. Nous continuons de penser que le montant des vols est susceptible de diminuer dans la mesure où les fournisseurs auront accès à des données plus précises et plus fréquentes et constateront les vols plus rapidement; cependant, nous reconnaissons également que de nouvelles méthodes de vol surviendront. Selon la pratique gouvernementale standard, nous estimons les réductions de vol pour les clients domestiques à la source plutôt que la valeur au détail de l’énergie, ce qui entraîne des bénéfices de 0,29 GBP par compteur par an pour l’électricité et de 0 36 GBP par compteur par an pour le gaz. Les bénéfices bruts en termes de valeur actuelle s’élèvent à 241 millions GBP. 3.4.2.7 Coupure à distance La fonctionnalité du compteur qui est précisée dans les SMETS permettra de mettre en service ou hors service à distance la fourniture d’électricité et/ou de gaz. Les avantages directs associés à ces capacités sont les visites sur place évitées dans les cas où un opérateur du fournisseur autorisé est envoyé dans le local d’un client afin de couper l’alimentation. Le nombre de cas de ce type par an est limité (les données Ofgem de 2011 montrent que 1 250 coupures d’électricité et de gaz sont survenues), mais est potentiellement coûteux, car il pourrait porter préjudice à de nombreuses personnes. Une coupure est plus susceptible de se produire lorsqu’un client endetté ne peut pas être équipé d’un compteur de prépaiement. L’Ofgem a introduit des modifications de licence dans le cadre du «lot de printemps des mesures réglementaires» visant à renforcer les mesures de protection pour les consommateurs, et il n’est pas prévu que le nombre de coupures augmente suite à la mise en place de compteurs intelligents. Les avantages reflétés prennent à peine en compte les économies de coûts d’exploitation découlant des visites sur place évitées dans un certain nombre de cas. Les bénéfices prévus par compteur par an s’élèvent à 0,5 GBP qui, accumulés, représentent un bénéfice en termes de valeur actuelle de l’ordre de 220 millions GBP sur la période d’évaluation. 49 Ofgem, Lutte contre le vol de gaz: évaluation d'impact finale, mars 2012 Ofgem, Consultation de la stratégie concernant les résultats, mesures d'incitation et d'innovation en matière de contrôle des prix de distribution de l'électricité RIIO-EDI, septembre 2012 50 URN: 13D/004 Page 66 3.4.3 Avantages pour le réseau Les hypothèses relatives aux avantages pour le réseau ont été mises au point à l’aide des informations fournies par l’Ofgem. Puisqu’un certain nombre d’avantages pour les réseaux ont des répercussions sur des activités réglementées, des futures révisions du contrôle des prix et des systèmes d’incitation peuvent être nécessaires pour tenir compte des changements autorisés ou générés par le comptage intelligent, entre autres faits les développements au sein des marchés de l’énergie. Les travaux récemment réalisés avec l’association des réseaux énergétiques (ENA) a également permis de garantir que les domaines identifiés offrant des avantages pour le réseau sont réalistes. Nous poursuivrons notre collaboration avec l’ENA pour continuer à tester et vérifier les hypothèses. 3.4.3.1 Pertes évitées pour les opérateurs de réseau Nous continuons de penser que les compteurs intelligents facilitent une réduction des pertes et que les avantages par compteur par an seront de 0,5 GBP pour l’électricité et de 0,1 à 0,2 GBP pour le gaz. Il s’agit là d’une première évaluation de l’étendue des potentiels avantages pour les opérations en réseau, élaborée à l’origine par Mott MacDonald. Les bénéfices bruts en termes de valeur actuelle découlant des pertes évitées s’élèvent à 410 millions GBP. 3.4.3.2 Détection et gestion des coupures pour les Opérateurs du réseau de distribution (DNO) d’électricité La mise à disposition d’informations détaillées obtenues à partir des compteurs intelligents améliorera la gestion des coupures d’électricité et permettra de régler plus efficacement les défaillances du réseau, une fois qu’un nombre important de compteurs et la couverture géographique en résultant seront atteints. Les avantages identifiés sont une réduction de l’énergie non fournie (nombre de minutes perdues par le client), une réduction des coûts d’exploitation pour corriger les défaillances et une réduction des appels passés suite à une faille ou une urgence. Nous sommes partis du principe qu’un nombre important de compteurs intelligents doivent atteindre ces bénéfices. C’est ainsi qu’une couverture régionale suffisante est fournie pour identifier l’emplacement et la portée d’une coupure. Compte tenu des données actualisées concernant le nombre important de compteurs requis tel que présenté dans l’EI de janvier 2013, les bénéfices sont considérés être atteints à partir de 2014, date à laquelle plus d’un tiers des compteurs intelligents dotés de la fonctionnalité de détection des coupures51 seront installés. Nous partons également du principe que la technologie du comptage intelligent n’engendrera des bénéfices liés aux coupures que pour le système de réseau à basse tension. C’est parce que d’autres systèmes de tension au sein des réseaux d’électricité disposent déjà de systèmes de surveillance et de diagnostic sophistiqués. Certains avantages en matière de gestion des coupures ne dépendent pas de la capacité des compteurs individuels à envoyer activement un message lorsqu’une coupure est constatée (notification de coupure «positive»). Il s’agit d’avantages qui découlent de la capacité d’un DNO à utiliser le système de comptage intelligent pour vérifier à distance l’état de stimulation d’un compteur dans le système. Si les 51 Aucune exigence ne sera imposée concernant la détection des coupures dans les SMETS initiaux et les compteurs installés en avance ne sont par conséquent pas pris en compte dans l'atteinte de la masse critique. URN: 13D/004 Page 67 compteurs ne sont pas en mesure d’envoyer un message de notification d’une coupure, les opérateurs du réseau continueront alors de se fier à la notification non automatisée «traditionnelle» pour prendre initialement conscience d’un problème. Cette notification serait le plus souvent fournie par un client demandant à l’opérateur de réseau de lui faire part d’une coupure. Cependant, une fois que l’opérateur de réseau a été mis au courant d’un problème, la fonctionnalité du système de comptage intelligent devrait lui permettre de régler la défaillance de façon plus efficace. Seuls les bénéfices de gestion d’une panne basique ont été pris en compte dans l’EI de mars 2011. L’EI d’août 2011 et les versions consécutives ont revu à la hausse les avantages escomptés pour tenir compte des économies supplémentaires réalisées grâce à la fonctionnalité de notification de coupure «positive». Les éléments individuels des bénéfices de la gestion de coupures pour les opérateurs du réseau sont décrits plus en détail ci-après: 1. Réduction des minutes perdues du client (CML) Cela prend en compte les bénéfices obtenus par le client suite à la réduction des coupures, parce que grâce à des informations plus complètes fournies par les compteurs intelligents, les réseaux pourront mieux définir la nature, l’emplacement et la portée d’un incident et prendre les mesures de réaction les plus appropriées afin de réduire les périodes de restauration. Les consommateurs ont un intérêt à réduire les périodes de coupure afin de réduire au minimum les désagréments causés par l’absence d’électricité. Afin de calculer les bénéfices, nous avons évalué la réduction estimée des minutes perdues du client (CML) en prenant l’incitation par les prix des CML moyennes dans le cadre de la révision du contrôle des prix de distribution 5 (DPCR5), pour la période comprise entre avril 2010 et 2015. Le taux d’incitation des CML tient compte de la volonté des clients à payer pour la qualité de l’amélioration des approvisionnements en ce qui concerne une réduction du nombre des minutes perdues. Il constitue également une partie du système d’incitation pour les interruptions globales des opérateurs du réseau en vue d’améliorer la qualité de leur service (l’autre partie étant le nombre d’interruptions expérimentées). Les entreprises de distribution gagnent des revenus complémentaires si elles battent le nombre cible de CML cible (à savoir si leur nombre de CML pour l’année en question est inférieur à la valeur fixée pour cette année) et subissent une réduction de revenus si le nombre de CML dépasse leur objectif. Il existe plusieurs méthodes permettant d’estimer la valeur de la qualité des approvisionnements aux consommateurs, mais en tant que mesure des bénéfices pour les opérateurs de réseau, ce chiffre semble être le plus adéquat à utiliser. L’élément de preuve international montre toute une série de réductions potentiellement réalisables en énergie non fournie, comprises entre 5 % et 35 %. Nous avons opté pour une estimation prudente de 10 % de réduction des CML dans notre scénario de base, ce qui donne lieu à une indemnité annuelle de 0,35 GBP par compteur électrique. Cela reflète l’incertitude qui entoure les différences potentielles entre le Royaume-Uni et les pays où de grands bénéfices ont été réalisés (p. ex., une densité de population plus grande et des distances géographiques plus petites entre les consommateurs pourraient réduire les possibilités de baisser les périodes de coupure). Les bénéfices en valeur actuelle découlant d’une réduction des minutes perdues du client s’élèvent à 94 millions GBP. URN: 13D/004 Page 68 2. Réduction des coûts d’exploitation pour corriger les défaillances Ceci prend en compte les économies des coûts opérationnels pour les réseaux en mesure de mieux gérer des coupures, car grâce à une notification précoce et de meilleures connaissances d’une cause probable, des équipes techniques peuvent être déployées de façon plus efficace et plus ciblée. En se fondant sur les informations fournies par l’Ofgem présentant de manière détaillée l’ensemble des coûts liés à la résolution de défaillances à basse tension incombant aux opérateurs du réseau en 2008/2009, nous estimons un coût approximatif de 2 400 GBP par restauration des erreurs. Pour cette analyse, nous partons du principe que ces coûts pourraient être réduits de 10 %, compte tenu de la réduction des CML, dans la mesure où une restauration plus rapide des coupures entraînera également un déploiement plus efficace des équipes techniques. C’est pourquoi nous partons du principe que le niveau des salaires et le temps de travail sont les principaux facteurs de coûts pour réparer les erreurs; cette approche ne tient pas compte des réductions de coûts des équipements et matériels. L’avantage conféré aux opérateurs de réseau s’élève à 0,66 GBP par compteur d’électricité par an. Les bénéfices en valeur actuelle totale découlant de la réduction des coûts de réparation s’élèvent à 166 millions GBP. 3. Réduction des appels vers les lignes de dépannage et d'urgence À long terme, les clients seront convaincus que les réseaux sont au fait des coupures en raison des informations fournies par les compteurs intelligents. À court terme, nous espérons voir une réduction du nombre d’appels auxquelles il faut répondre par la mise en place de messages automatisés informant les personnes appelant de la zone géographique et de la période escomptée de réparation. Cette mise en place est facilitée par des informations plus précises fournies par des compteurs intelligents. Les éléments de preuve internationaux suggèrent que le nombre d’appels qui nécessitent une réponse par des réseaux en ce qui concerne les coupures peut être réduit jusqu’à 60 %. Au fil du temps, les clients auront de plus en plus confiance en la capacité des réseaux à détecter des coupures, au moyen de la fonctionnalité des compteurs intelligents, sans qu’il ne soit nécessaire d’appeler pour fournir la notification. Cela permettra de réaliser des opérations très fines du centre d’appel de l’opérateur du réseau. L’Ofgem a également réuni des données collectées pour son régime d’incitation de qualité de service sur le nombre annuel total et les coûts des appels aux opérateurs de réseau au Royaume-Uni. Pour le scénario de référence, nous avons émis une hypothèse prudente d’une réduction de 15 %, ce qui se traduit par des bénéfices annuels de 0,12 GBP par compteur électrique. Les bénéfices bruts en valeur actuelle découlant d’une réduction des appels s’élèvent à 31 millions GBP. 3.4.3.3 Meilleures décisions d’investissement en connaissance de cause pour l’application du réseau d’électricité Disposer d’informations historiques plus détaillées permettra d’identifier plus facilement les bouchons dans le réseau. Une meilleure planification des données se traduira par des investissements dans le renforcement des réseaux utilisés à meilleur escient. Les informations reçues par le biais de l’analyse des coûts et bénéfices de URN: 13D/004 Page 69 l’ENA52indiquent que les investissements requis en vue du renforcement du réseau pourraient être réduits de 5 % si les compteurs intelligents mettent à disposition de meilleures informations, en particulier des données historiques sur le courant électrique et sur la tension. Nous avons adopté cette hypothèse pour notre scénario de référence. Notre analyse s’appuie sur les exigences en matière d’investissements annuels escomptés d’après la Révision du contrôle des prix de distribution 5 (DPCR5), en tant que niveau de référence visant à prendre en compte les informations les plus récentes sur les coûts d’investissements escomptés dans les réseaux53. Cet investissement de base prend en compte les coûts de renforcement généraux, imputables à l’augmentation normale de la demande d’électricité des habitations54. Ainsi, nous ne modélisons pas les bénéfices obtenus par les DNO grâce à un contrôle actif de la demande et une gestion du réseau en temps réel, et notifions au préalable aux consommateurs les coupures prévues. Il en résulte des bénéfices estimatifs de 14 millions GBP en termes de dépenses d’investissement par an ou 101 millions GBP sur la période d’évaluation. 3.4.3.4 Coûts évités en matière d’enquêtes réalisées suite à des plaintes de clients concernant la qualité de la fourniture de la tension.55 Grâce à l’électricité fournie par les compteurs intelligents, les opérateurs de réseau seront en mesure de gérer à distance la tension, en supprimant l’obligation de visiter les locaux pour effectuer des enquêtes suite à des plaintes en matière de tension. Les informations recueillies par l’Ofgem indiquent le nombre total de notifications qui devrait faire l’objet d’une visite dans les locaux. Pour le scénario de référence, nous avons appliqué un coût par visite de 1 000 GBP, ce qui représente un coût par défaut considérablement réduit (voir bénéfices de la gestion des coupures). L’estimation est basée sur les coûts de règlement d’un défaut incombant aux opérateurs de réseau, qui s’élèvent en moyenne à environ 2 400 GBP, mais impliquera de localiser le problème, ce qui n’est pas le cas pour les enquêtes en matière de tension. Une enquête de tension ne nécessitera généralement pas l’envoi de plusieurs membres du personnel, constituant une raison supplémentaire de réduire les coûts de réparation du défaut. Nous partons du principe que ces visites seraient superflues à l’avenir dans la mesure où la tension peut être contrôlée à distance. L’avantage en résultant est de 0,14 GBP par compteur d’électricité par an, générant un bénéfice brut en valeur actuelle totale de 36 millions GBP. 3.4.3.5 Bénéfices DNO non quantifiés Il y a aussi les avantages que nous ne sommes pas en mesure d’évaluer à ce stade, mais qui entraîneront des économies de coûts opérationnels pour les opérateurs de réseau et une réduction des périodes de coupure. 52 http://www.energynetworks.org/electricity/futures/smart-meters.html Tous les cinq ans, l'Ofgem fixe des contrôles de prix pour les 14 opérateurs de réseau de distribution d'électricité (DNO). Les contrôles des prix définissent le montant total des revenus que chaque DNO peut collecter auprès des clients et incite les DNO à améliorer leur efficacité et qualité de service. Dans le cadre de ce processus, le volume total des investissements nécessaires au cours de la prochaine période de contrôle des prix a également été fixé. 54 Ces chiffres ne prennent pas en compte tous les investissements pour intégrer une hausse importante des véhicules électriques et des pompes à chaleur; mise à niveau des points de sortie nouveaux ou existants, ou connexions de nouvelle génération. 55 Alors que les bénéfices tirés de meilleures décisions d'investissement prises en connaissance de cause sont soumis à la même hypothèse de masse critique, il est possible de formuler l'argument selon lequel les coûts évités pour les enquêtes réalisées suite à des plaintes concernant la tension ne dépendent pas d'une masse critique; cet argument sera concrétisé pour une proportion de locaux dans lesquels un compteur intelligent a été installé. À des fins de modélisation, nous avons par conséquent traduit les bénéfices identifiés obtenus à partir des enquêtes de tension en des bénéfices par compteur et les avons liés au profil de mise en place. Cela suppose que chaque ménage au sein du système a la même probabilité de faire face à des problèmes de tension et la même probabilité de recevoir un compteur intelligent. 53 URN: 13D/004 Page 70 Les économies de coûts opérationnels réalisés par les opérateurs de réseau découleront d’un côté de la capacité à vérifier l’état de stimulation d’un compteur. Cela leur permettra de vérifier si une perte d’approvisionnement signalée est due à un problème au sein du local du client plutôt qu’au réseau (p. ex., un fusible grillé). Un tel problème ne constituerait pas une coupure telle que définie aux fins réglementaires fixées par l’Ofgem, mais pourrait néanmoins entraîner des coûts d’enquête pour les DNO. Grâce à la possibilité de percevoir à distance si le courant est fourni dans un local, les opérateurs de réseau peuvent par conséquent éviter les interventions inutiles lorsque des problèmes de clientèle n’ont pas de lien avec le réseau. Le programme et l’association des réseaux énergétiques (ENA) continueront de s’efforcer à établir si ces bénéfices peuvent être quantifiés à l’avenir. 3.4.4 Bénéfices découlant du transfert de charge d’électricité Les compteurs intelligents rendent possible la mise en place de tarifs variant dans le temps et d’autres types de tarifs sophistiqués en enregistrant l’heure à laquelle l’électricité est utilisée et en permettant de réaliser des communications dans les deux sens. Ces tarifs peuvent encourager une réponse du côté de la demande (DSR) ou un transfert de charge56, susceptible d’offrir des avantages appréciables pour le système électrique. Il y a trois principaux types de tarifs qui peuvent avoir un effet stimulant sur la DSR/le transfert de charge: Tarifs en fonction de l’heure d’utilisation statique (STOU) Le système STOU s’appuie sur différents prix en fonction de l’heure du jour, de manière à inciter les consommateurs à changer leur consommation d’énergie des périodes de pointe aux heures creuses; ce faisant, la courbe de la demande de charge s’aplanit. Le système STOU a fixé des structures de prix, qui ne varient pas en fonction des conditions du réseau en temps réel. Un exemple de cette expression simplifiée est le tarif «economy 7» au Royaume-Uni. Tarifs ToU dynamiques Ce système tarifaire propose aux consommateurs des prix variables en fonction des conditions de réseau - par exemple, au cours d’une période de vent violent, les consommateurs peuvent recevoir une alerte leur indiquant que l’électricité sera moins chère pendant les prochaines heures. Cela pourrait inclure une tarification en période de pointe (CPP) dans le cas où un prix plus élevé s’applique habituellement un jour à l’avance, pour un nombre de jours par an établi au préalable57, ou un rabais pour une réduction en période de pointe (CPR), lorsque le consommateur se voit offrir un rabais pour réduire sa consommation d’énergie pendant la période de pointe. D’autres tarifs pourraient également inclure l’automatisation, par exemple au moyen de la commande à distance des appareils par une tierce partie ou des appareils programmables, et pourraient être soumis à des facteurs tarifaires ou non tarifaires (comme des conditions du réseau). Bien que les tarifs ToU automatisés puissent présenter le plus grand potentiel pour le transfert de charge, la volonté des consommateurs à recourir à des tarifs automatisés n’a pas encore été pleinement mise à l’essai, même s’il est vrai que les 56 Nous nous référons ici aussi à la DSR et au transfert de charge. Durabilité en premier lieu, prépaiement intelligent en Grande-Bretagne, mars 2010, et tarifs intelligents et réponse à la demande des foyers au Royaume-Uni, mars 2010. 57 URN: 13D/004 Page 71 exigences et protocoles en matière de communications n’ont pas encore été entièrement évalués. L’approche et les hypothèses sous-jacentes concernant le transfert de charge restent similaires aux précédentes évaluations. Nous prenons seulement en considération le transfert de charge à partir des tarifs STOU, même si nous reconnaissons qu’avec le temps, certains consommateurs pourraient accepter des tarifs plus sophistiqués, avec le potentiel de réaliser de plus grands bénéfices (Jamasb et Pollitt, 201158). Nous traitons des avantages découlant du transfert de charge par opposition à la réduction de la demande, même si des études et essais ont montré que les tarifs variant dans le temps peuvent conduire à une réduction de la demande en plus du transfert (King et Delurey, 2005 59; Essais sur la révolution du réseau à l’initiative des clients, 201360). Pour estimer les bénéfices du transfert de charge, nous obtenons le transfert de charge potentiel en évaluant (1) le niveau d’acceptation des tarifs STOU jusqu’à 2030, (2) la potentielle charge discrétionnaire, et (3) le nombre de charge sera effectivement déplacé. Sur la base des éléments de preuve internationaux, nous tablons sur une acceptation de 20 % des tarifs STOU par les consommateurs (en plus du groupe existant utilisant le tarif «economy 7»), à partir de 2016. Les précédentes évaluations d’impact ont pris en compte le fait que les tarifs STOU ont été adoptés dès lors que certains compteurs intelligents ont été installés, à savoir en 2013. Nous avons revu cette hypothèse afin de pouvoir offrir une vision plus conservatrice de la date à laquelle les fournisseurs d’énergie sont susceptibles de commencer à offrir des tarifs en fonction de l’heure d’utilisation à leurs clients. Pour évaluer la potentielle charge discrétionnaire, il est possible de désagréger les composants de la demande domestique afin d’offrir une approche «ascendante» de la consommation d’électricité suivant le type d’utilisation. Sur la demande totale des ménages, les marchandises «humides» (à savoir machine à laver, lave-vaisselle) devraient offrir à court terme la base la plus probable pour le transfert de charge; cela représente 17 % de la consommation d’électricité des ménages (DECC, 200961). De plus, des mesures d’incitation mentionnées ci-dessus sont présentées aux clients ayant une consommation discrétionnaire plus élevée que la moyenne pendant les périodes de pointe. Il convient de noter qu’une partie de la capacité de stockage de chauffage électrique existante, qui dispose d’une charge discrétionnaire, est déjà utilisée en application des tarifs «economy 7» et par conséquent, nous ne prenons pas en compte le stockage de chauffage électrique dans le cadre d’un système de calcul ascendant. Nous estimons donc le montant actuel de la charge discrétionnaire à 20 % de la consommation totale en période de pointe (17 % provenant des dispositifs humides + 3 % à partir des mesures d’incitation moyennes pour ceux qui acceptent les tarifs ToU). Au fil du temps, la mise en place des pompes à chaleur avec une capacité de stockage et un chargement plus étendu des véhicules électriques est susceptible d’augmenter le montant total de chargement pouvant être modifié à l’avenir à la lumière de l’adoption de tarifs STOU, qui pourraient attirer plus de monde. Du fait que ces développements sont de nature à entraîner le développement d’une 58 Jamasb et Pollitt, Futur de la demande d'électricité, Cambridge University Press, 2011. King, C et Delurey, D, Jumeaux, frères et sœurs ou cousins? Analyse des effets de conservation des programmes de réponse de la demande. Services publics tous les 15 jours, mars 2005. 60 http://www.networkrevolution.co.uk/default.aspx 61 DECC, Consommation d'énergie au Royaume-Uni, 2009. 59 URN: 13D/004 Page 72 nouvelle politique, dans notre scénario central, nous supposons seulement une légère augmentation (jusqu’à 24 % d’ici à 2030, à l’origine de 20 %) afin de satisfaire les besoins professionnels selon la croissance habituelle (à savoir non liée à la politique) du nombre de voitures électriques (ministère des transports, 200862) et des pompes à chaleur. Enfin, sur le court terme, nous partons du principe que les clients adoptant les tarifs STOU déplaceront seulement un tiers de la charge discrétionnaire pendant la période de pointe, que ce qu’ils auraient effectivement pu faire. Au fil du temps, nous nous attendons à ce que le nombre de fois où la charge est effectivement convertie augmente de 50 % de la charge discrétionnaire disponible, sous l’effet de la consolidation du changement comportemental et de la familiarisation du client avec la technologie, et du rôle joué par d’autres facteurs tels que les différences de prix plus élevées et la mise en place de certains dispositifs d’automatisation à domicile et intelligents, ce qui réduirait la nécessité pour le propriétaire de prendre des mesures actives. Ces hypothèses sont conformes aux résultats des essais réalisés récemment. En Grande-Bretagne, les résultats initiaux des essais sur la révolution du réseau à l’initiative des clients indiquent qu’en termes de temps d’utilisation, les clients impliqués dans les essais ont réduit leur demande globale d’électricité de 3 %, avec 10 % de réduction au cours de la période de pointe en soirée63. Le rapport final de l’EDRP présente également deux essais qui ont permis de tester l’impact des tarifs ToU sur la consommation d’électricité. Ces essais ont montré les effets sur le transfert de charge pendant la période de pointe, avec des changements de plus grande ampleur le week-end que les jours de semaine. Les estimations de l’ampleur de l’effet du transfert varient en fonction de l’essai, mais se sont élevées jusqu’à 10 %.64 Le récent rapport CER sur les essais réalisés sur les compteurs intelligents irlandais65 a également constaté des réductions maximales de 8,8 % en raison de la combinaison de différents types d’interventions du côté de la demande et des tarifs en fonction de l’heure d’utilisation. L’étude de l’ESMIG suggère un transfert de point d’environ 5 % à partir des ToU et jusqu’à 16 % avec des tarifs plus sophistiqués66. Des sensibilités sont réalisées pour un niveau d’utilisation de 10 % et 40 %, ainsi que pour la potentielle charge discrétionnaire disponible afin de s’adapter à des niveaux plus élevés d’introduction des véhicules électriques, d’augmentation de la capacité de stockage des pompes à chaleur et de mise en place de dispositifs intelligents. Ces points ne sont pas pris en compte dans notre scénario central afin d’éviter de prétendre à des prestations issues des développements qui sont de nature à entraîner un coût supplémentaire et supérieur au scénario de statu quo. À titre d’exemple, nous avons évalué deux scénarios67 qui tiennent compte des augmentations de la charge discrétionnaire, ce qui entraîne des augmentations des 62 Ministère des transports/BERR, Enquête sur l'étendue du secteur des transports afin de passer aux véhicules électriques et aux véhicules hybrides rechargeables, octobre 2008. 63 http://www.networkrevolution.co.uk/industryzone/projectlibrary 64 Aucun des deux essais sur les tarifs ToU n'a entraîné une automatisation des appareils consommateurs d'énergie afin de faciliter le transfert de charge. 65 CER, Rapport sur les résultats obtenus à partir des études comportementales sur les clients utilisant des compteurs d'électricité intelligents, mai 2011 et études comportementales sur les clients utilisant des compteurs d'électricité intelligents, papier informatif, mai 2011. 66 À savoir 12 % avec le prix en temps réel et le rabais pour une réduction en période de pointe, et 16 % avec la tarification en période de pointe. 67 Dans le scénario moyen, la pénétration des véhicules électriques est fondée sur les prévisions moyennes établies par le ministère des transports (2008), tandis que le scénario supérieur prend également en compte l'introduction des dispositifs intelligents et des pompes à chaleur, en se fondant sur les hypothèses centrales de la pénétration du marché de KEMA (2010), DECC (2009), ainsi que sur le scénario supérieur de la pénétration des véhicules électriques (ministère des transports, 2008). URN: 13D/004 Page 73 bénéfices à partir du transfert de charge de 135 millions GBP et 550 millions GBP respectivement, en plus des chiffres présentés dans les feuilles de résumé de l’EI. La méthode de calcul employée aux fins de l’évaluation des avantages résultant du transfert de charge n’a pas été modifiée. Nous évaluons les avantages du transfert de charge dans quatre régions différentes. 3.4.4.1 Économies de coûts marginaux à court terme de production découlant du changement de la demande d’électricité Le transfert de charge peut créer des avantages pour les services publics, car en moyenne, il est possible de produire de l’énergie à un coût moins élevé, ce qui permet d’atteindre une réduction des coûts des ressources pour l’économie dans son ensemble. Un certain nombre d’études (Faruqui & Sergici, 2009; Ofgem, 2010; ESMIG, 2011) constatent que ces économies sont possibles du fait du différentiel entre les coûts pendant les heures creuses et ceux pendant les périodes de pointe, car les usines de production sont utilisées selon l’ordre croissant des coûts marginaux à court terme. Dans le cas où la charge est transférée de la période creuse aux heures de pointe, une économie des coûts marginaux à court terme sera réalisée, car un montant d’énergie donné peut être produit à un coût de production moyen inférieur, ce qui permet de réduire les coûts de production dans le marché de gros, en équilibrant la production et la demande d’une manière plus efficace. Les bénéfices bruts en termes de valeur actuelle des économies de coûts marginaux à court terme s’élèvent à 113 millions GBP. 3.4.4.2 Économies d’investissement en capacité de production découlant du changement de la demande d’électricité Pour la production, cela se traduirait par une réduction de la marge requise de la demande de l’unité de production (la différence entre la production utilisable et la demande escomptée, à savoir les capacités inutilisées), qui pourrait être réduite en fonction des réductions de la demande de pointe. Sur le long terme, une fois que les usines de production existantes ont été remplacées par une nouvelle capacité d’usine, l’inclusion des économies d’investissement en capacité et des économies de coûts marginaux à court terme reviendrait à compter deux fois les bénéfices. Toutefois, à court terme (c’est-à-dire jusqu’en 2030), des avantages tirés de l’utilisation plus efficace de la capacité existante et de la réduction du besoin d’investissement dans des capacités de production futures seront obtenus. Les bénéfices en valeur présente escomptée s’élèvent à 690 millions GBP. 3.4.4.3 Économies d’investissement en capacité de réseau découlant du changement de la demande d’électricité La demande pendant une période de moindre consommation en raison de l’utilisation attendue de tarifs ToU statiques signifiera aussi que l’investissement dans la capacité à long terme dans des réseaux peut être réduit, dans la mesure où les charges de pointe seront inférieures au scénario de statu quo. Si les consommateurs s’orientent vers la consommation en période creuse, une partie des investissements réalisés en termes de capacité ne sera pas nécessaire, permettant de ce fait aux entreprises productrices d’énergie de réaliser des économies. Les économies de réseau découlant du changement de la demande d’énergie sont elles aussi URN: 13D/004 Page 74 estimées68. À des fins de distribution, nous prenons pour base l’investissement annuel requis escompté selon la DPCR569. Cet investissement de base reflète les coûts de renforcement généraux imputables aux augmentations normales de la demande d’électricité des habitations70. Par conséquent, nous ne tenons pas compte des éventuels avantages supplémentaires liés à des solutions de demande plus réactives afin de minimiser l’impact des pénétrations importantes de véhicules électriques et de pompes à chaleurs pour lesquels les DNO demanderaient des données en temps réel. Les bénéfices en valeur présente escomptée pour le réseau s’élèvent à 40 millions GBP. 3.4.4.4 Économies de carbone découlant du changement de la demande d’électricité Certaines études (Durabilité en premier lieu, 2010; Ofgem, 2010) montrent que le transfert de charge en période de pointe pourrait conduire, dans certains scénarios, à des réductions de carbone, dans la mesure où la combinaison de production pendant la période de pointe exige généralement davantage d’émissions de carbone que pendant la période creuse. Nous partons du principe que, dans l’ensemble, la demande pendant la période de pointe exige en moyenne de plus grandes quantités de carbone que pendant la période creuse et, par conséquent, nous présentons de modestes économies réalisées grâce à la réduction des coûts relatifs à l’achat de permis pour le système d’échange d’émissions (SCEQE) de l’UE pour l’économie du Royaume-Uni, résultant d’une combinaison de production moins intensive en carbone. Les réductions de carbone sont évaluées selon les directives de l’IAG, avec des différences du facteur d’émission marginal pendant la période de pointe et la période creuse, prises pour base pour le charbon et le gaz à 0,29 et 0,18 CO2/kWh. Les bénéfices en valeur présente escomptée s’élèvent à 26 millions GBP. 3.4.5 Avantages liés au carbone et à l’échelle du Royaume-Uni 3.4.5.1 Évaluation des économies évitées de carbone découlant des économies d’énergie Nous avons évalué les coûts de carbone évités grâce aux économies d’énergie, conformément aux directives gouvernementales. Nous vérifions aussi si le RoyaumeUni introduit une politique rentable visant à réduire des émissions de carbone par le biais de la mise en place de compteurs intelligents, qui est examinée plus en détail dans l’essai de carbone (section Error! Reference source not found.). Pour l’électricité, les réductions de la consommation d’énergie se traduiront par une diminution des achats d’allocation réalisés dans le cadre du SCEQE au RoyaumeUni (ou une augmentation des ventes), et ces économies seront assimilées à des 68 Investissement annuel en coûts de capacité d'après un rapport récent de Mott MacDonald (2010) au DECC. Investissement de distribution selon la révision du contrôle des prix de distribution 5 d'Ofgem. Notre approche d'estimation s'appuie sur une relation directe entre le transfert de charge de pointe et les bénéfices de distribution. Toutefois, l'Ofgem fait valoir que cette relation pourrait être exponentielle; ainsi, une telle approche risquerait de sous-estimer les avantages (Ofgem, 2010). 69 Tous les cinq ans, l'Ofgem fixe des contrôles de prix pour les 14 opérateurs de réseau de distribution d'électricité (DNO). Les contrôles des prix définissent le montant total des revenus que chaque DNO peut collecter auprès des clients et incite les DNO à améliorer leur efficacité et qualité de service. Dans le cadre de ce processus, le volume total des investissements nécessaires au cours de la prochaine période de contrôle des prix a également été fixé. 70 Ces chiffres ne prennent pas en compte tous les investissements pour intégrer une hausse importante des véhicules électriques et des pompes à chaleur et n'incluent pas la mise à niveau des points de sortie nouveaux ou existants ou des connexions de nouvelle génération. URN: 13D/004 Page 75 bénéfices. Dans notre analyse, nous prenons en compte les bénéfices en valeur actuelle d’environ 154 millions GBP. Pour le gaz, la valeur des économies de carbone découlant d’une réduction de la consommation de gaz utilise les prix du carbone non commercialisé en vertu de la méthodologie d’évaluation du carbone du DECC. Cela correspond à une réduction nette des émissions mondiales de carbone et correspond à des bénéfices en valeur nette d’environ 617 millions GBP. 3.4.5.2 Réduction des émissions de carbone Au cours de la période sur laquelle a porté l’EI, nous partons du principe que, suite à une réduction de la consommation d’énergie, les réductions d’émissions en CO2 auront lieu dans les secteurs faisant l’objet d’échanges et ne faisant pas l’objet d’échanges71. Le tableau ci-dessous présente les émissions de CO2 associées à la réalisation d’économies d’énergie dans le scénario central, à travers les différentes options. Tableau 3-5: Réductions des émissions de CO2 et économies d’énergie Le SCEQE permet de réaliser des économies (équivalentes en millions de tonnes de CO2) – secteur faisant l’objet d’échanges 9,03 Millions de tonnes de CO2 économisées – secteur ne faisant pas l’objet d’échanges Coût évité de carbone électricité (millions GBP, VA) Coût évité de carbone – gaz (millions GBP, VA) 13,45 154 617 3.4.6 Avantages sur la qualité de l’air Conformément aux orientations définies par le groupe interdépartemental sur des coûts et bénéfices de la qualité de l’air du département de l’environnement, de l’alimentation et des affaires rurales (Defra)72, un avantage tenant compte des améliorations de la qualité de l’air découlant d’une réduction des émissions de polluants suite à des économies d’énergie est estimé. Les améliorations de la qualité de l’air devraient fournir des bénéfices de l’ordre de 70 millions GBP en termes de valeur actuelle. 3.4.7 Bénéfices non quantifiés 71 Notez que l'impact d'une tonne de CO2 évité dans le secteur (de l'électricité) faisant l'objet d'échanges est différent de l'impact d'une tonne de CO2 évité dans le secteur (de gaz) ne faisant pas l'objet d'échanges. Les réductions des émissions dans le secteur faisant l'objet d'échanges conduisent à une réduction des émissions des gaz à effet de serre sur le territoire du Royaume-Uni, mais ne constituent pas une réduction globale nette des émissions mondiales, étant donné que les émissions seront transférées dans des pays membres dans le cadre du SCEQE. Le RoyaumeUni a réalisé des économies de coûts en réalisant moins d'achats d'émissions, mais ces allocations seront rachetées par d'autres États membres; le montant total des plafonds d'émissions à l'échelle européenne ne changera pas au cours de chaque phase du SCEQE. Les réductions des émissions dans le secteur ne faisant pas l'objet d'échanges réduiront à la fois les émissions au Royaume-Uni et dans le monde. 72 Defra, Méthodologie en matière de coûts pour l'évaluation des dommages de la qualité de l'air, février 2011. URN: 13D/004 Page 76 Il a été possible de faire une évaluation quantitative des avantages décrits ci-dessus. Toutefois, il reste un ensemble de bénéfices important et substantiel, où l’existence de compteurs intelligents facilitera l’adoption ou la gestion de nouveaux services ou permettra d’appliquer de nouvelles approches intelligentes visant à fournir de l’énergie et à gérer le réseau, notamment à moyen et à long terme. Ces bénéfices sont en général non quantifiés, mais constituent des bénéfices clés découlant de la phase de mise en place. 3.4.7.1 Permettre la mise en place d’un réseau plus intelligent Un réseau intelligent peut être considéré comme un système de production d’électricité qui intègre intelligemment les actions de tous les utilisateurs qui y sont connectés, à savoir les producteurs, fournisseurs et ceux qui occupent les deux fonctions, en vue d’obtenir des approvisionnements en électricité durables, économiques et sécurisés, et de favoriser la transition vers une économie à faibles émissions de carbone73. La mise en place de réseaux plus intelligents est un processus progressif visant à appliquer la technologie de communications afin de livrer des flux plus dynamiques en temps réel sur les réseaux d’informations, et à créer une plus grande interaction entre les fournisseurs et les consommateurs. Ce point sera important pour aider à fournir de l’électricité de manière plus efficace et fiable à partir d’un réseau de générateurs plus complexe que celui d’aujourd’hui. Les compteurs intelligents sont un élément essentiel dans la création d’un réseau intelligent au Royaume-Uni, à même de fournir des informations visant à améliorer la gestion du réseau (sous réserve des contrôles de données, du respect de la vie privée et des accès), ce qui facilite le transfert de la demande et soutient la production d’énergie distribuée et renouvelable. Bien que les potentiels avantages pour la Grande-Bretagne découlant d’un réseau plus intelligent soient susceptibles d’être significatifs à moyen terme, il est difficile de les quantifier avec assurance à ce stade. L’objectif du gouvernement est de mieux comprendre les diverses possibilités de mise en place des réseaux plus intelligents et de réduire les obstacles au déploiement. À cet effet, il a entrepris des travaux parmi un certain nombre d’équipes au sein du DECC, y compris l’équipe en charge du compteur intelligent, qui a bénéficié de contributions de parties prenantes externes, y compris du smart grids forum (forum sur les réseaux intelligents)74. Il y a eu un certain nombre de tentatives visant à quantifier les avantages potentiels d’un réseau plus intelligent75. Accenture a réalisé en 2009 une analyse des coûtsbénéfices concernant les investissements réalisés dans les réseaux intelligents au nom du DECC et de l’ENSG (groupe de stratégie des réseaux d’électricité) et a trouvé une analyse de rentabilité positive pour les investissements réalisés dans les réseaux intelligents76. Même s’il n’y a pas une seule «solution» de réseau intelligent, l’analyse prend en considération une «voie» possible, en adoptant une approche à deux phases visant à tenir compte de l’incertitude considérable après 2020. La phase 1 tient compte de la période entre 2010 et 2020 et a constaté une valeur actuelle nette de 1,5 million GBP. Cela implique des investissements dans des compteurs intelligents installés sur des transformateurs de distribution, un 73 Groupe de stratégie des réseaux d'électricité (ENSG), une vision vers un réseau intelligent, novembre 2009. Le smart grids forum, dirigé conjointement par le DECC et l'Ofgem, a vu le jour en 2011 dans le but de rassembler des faiseurs d'opinion, experts et parties prenantes clés, afin de développer des réseaux intelligents en GrandeBretagne pour fournir des informations stratégiques visant à modeler la prise de décisions et le leadership de l'Ofgem et du DECC dans ce domaine. Il doit également aider à fournir aux opérateurs de réseaux une approche commune pour faire face aux futurs défis des réseaux. 75 Le DECC ne les approuve pas nécessairement et met en avant l'incertitude qui entoure un futur réseau intelligent. 76 Groupe de stratégie des réseaux d'électricité (ENSG), une vision vers un réseau intelligent, novembre 2009. 74 URN: 13D/004 Page 77 équipement de contrôle direct, des appareils intelligents et technologies de l’information; des avantages découlent de la réponse à la demande et de l’optimisation du système, d’une diminution de la nécessité d’un renforcement des réseaux, d’une maintenance prédictive inférieure, de la production distribuée et d’une réduction des pertes techniques et des minutes perdues du client. Selon les estimations, la phase 2 (2020-2050) a une valeur actuelle nette de 2,6 milliards GBP. Cela inclurait notamment des investissements dans l’automatisation de la sousstation de et l’amélioration des communications; des avantages devraient découler d’une utilisation accrue de la gestion de la demande (en raison de niveaux présumés plus élevés des niveaux des pompes à chaleur et des véhicules électriques), ainsi que d’une meilleure gestion de la distribution des ressources énergétiques. L’association des réseaux énergétiques (ENA) et l’Imperial College ont estimé que les potentiels bénéfices du réseau découlant des compteurs intelligents, en raison de la gestion de la demande, sont compris entre 0,5 et 10 milliards GBP en termes de VAN, dans la période entre 2020 et 203077. Leur analyse repose sur l’hypothèse que la réalisation des objectifs en matière d’émissions et d’énergies renouvelables du gouvernement aurait pour effet d’augmenter les périodes de pointe à hauteur de 92 % à cause de l’électrification de transport et du chauffage (voitures électriques et pompes à chaleur) dans le cadre d’un scénario de statu quo, ce qui suppose d’investir davantage dans le renforcement des infrastructures de réseau pour en tenir compte. En optimisant le chargement des véhicules électriques et l’utilisation des pompes à chaleur et des dispositifs intelligents (en optant pour les heures creuses), l’augmentation du pic ne serait que de 29 %. Cela pourrait apporter d’importants bénéfices en raison de la réduction des dépenses à engager pour renforcer le réseau. Le smart grids forum a demandé en 2011 l’élaboration d’un cadre d’évaluation coûts/bénéfices visant à explorer les moteurs de valeurs des réseaux intelligents à l’encontre des alternatives de statu quo. Le cadre a été publié en mars 201278, et a bénéficié du concours des principales parties prenantes. Grâce à cette activité, le modèle «transform» a été utilisé pour estimer les coûts et les avantages du déploiement intelligent du système de distribution électrique. Les résultats de ces travaux ont été récemment publiés sur le site Internet du smart grid forum79. Il ressort de cette analyse que les technologies du réseau intelligent (y compris des fonctions, telles que la gestion de la demande, qui puissent être soutenues par les compteurs intelligents) peuvent réaliser des économies significatives au cours de la période allant jusqu’en 2050, de l’ordre de 25 à 30 % des coûts d’investissement totaux. Le programme et l’ENA continuent de suivre l’évolution des éléments de preuve pour établir la mesure dans laquelle la mise en place de compteurs intelligents peut faciliter ou directement fournir des avantages financiers liés au réseau intelligent aux opérateurs du réseau d’électricité. Enfin, le DECC a commandé au Redpoint and Element Energy une analyse des différents plans DSR (tarifs statiques et dynamiques), grâce à des compteurs intelligents80. Ce projet a pris en considération les avantages potentiels dans trois domaines: 77 ENA et Imperial College de Londres, Bénéfices du comptage intelligent avancé à des fins de réponse à la demande sur la base du contrôle des réseaux de distribution, avril 2010. 78 Cette analyse est disponible sur le site Internet du smart grid forum: http://www.ofgem.gov.uk/Networks/SGF/Pages/SGF.aspx 79 https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/analysis-least-regrets-investments-riio-ed1-wrapper 80 Redpoint & Element Energy, Scénarios analyse du système d'électricité-bénéfices du futur système obtenus à partir de la DSR sélectionnée , août 2012. URN: 13D/004 Page 78 Économies de coûts d’exploitation en termes de coûts de production variables (carburant, émissions de carbone, coûts d’exploitation et de maintenance variables); Coûts d’investissement de la génération de pointe évités découlant des réductions de la demande pendant la période de pointe; et Coûts d’investissement pour le renforcement des DNO découlant des réductions de la demande pendant la période de pointe. Les économies potentielles les plus significatives sont associées à une réduction des investissements dans des usines de pointe et le renforcement des DNO, ainsi qu’à une réduction des coûts de production. Seuls les bénéfices du réseau directement induits par la mise en place de compteurs intelligents ont été pris en considération dans la présente EI, tandis que les avantages potentiels des réseaux intelligents ne sont pas inclus. 3.4.7.2 Concurrence On a fait valoir que la mise en place de compteurs intelligents aura un effet sur la pression concurrentielle exercée dans les marchés de l’approvisionnement en énergie, en particulier parce que des compteurs intelligents fournissant des flux de données précis et fiables supporteront plus facilement et plus rapidement le changement de fournisseurs. En outre, les informations sur la consommation d’énergie fournies à des consommateurs via des écrans leur permettront de rechercher de meilleurs accords tarifaires, de changer de fournisseur et par conséquent de faire baisser les prix. D’ores et déjà, le marché a connu un afflux de petits fournisseurs qui se différencient par la mise à disposition d’un compteur intelligent à leurs clients. En outre, l’amélioration de la disponibilité de l’information devrait créer des opportunités pour que les entreprises de services énergétiques pénètrent sur le marché intérieur et sur les plus petits marchés; et pour les autres services qui doivent être développés, par exemple, de nouvelles offres tarifaires. D’une manière générale, les compteurs intelligents doivent renforcer le fonctionnement du marché concurrentiel en améliorant la performance et l’expérience du consommateur, en incitant les fournisseurs (et autres individus) à innover et en encourageant la participation des consommateurs. Bien que nous estimions que des niveaux supérieurs de concurrence peuvent se traduire par des prix plus bas, il est difficile de quantifier les avantages en matière de concurrence et par conséquent, nous n’avons pas essayé de les quantifier dans cette EI. Une évaluation de la concurrence est incluse dans la section relative aux essais spécifiques d’impact se trouvant à la fin de ce document (voir section Error! Reference source not found.). 3.4.7.3 Futurs produits Nous souhaitons également que le secteur existant de la gestion de l’énergie dans les foyers existants enregistre une forte croissance suite à la mise en place de compteurs intelligents. La disponibilité de données détaillées relatives à la consommation créera de nouvelles possibilités importantes pour ces entreprises en leur offrant des services et des produits sur des diagnostics d’équipement de diagnostic, une automatisation plus raffinée des contrôles des systèmes de chauffage et d’eau chaude et l’analyse des schémas de chauffage. Il a également été suggéré que le compteur intelligent pourrait contribuer à résoudre certains des problèmes auxquels est confrontée la société vieillissante du RoyaumeUni et que le système de santé pourrait réaliser des économies du fait de la mise à disposition des informations en temps réel relatives à la consommation d’énergie des URN: 13D/004 Page 79 compteurs intelligents. Les patients nécessitant des soins peuvent être autorisés à demeurer dans l’environnement familier de leur foyer pendant plus longtemps, en utilisant des systèmes de télésoins et en octroyant aux membres de la famille ou tuteurs l’accès en temps réel aux informations relatives à leur consommation d’énergie. De cette façon, si des habitudes de consommation inattendues sont constatées (par exemple, pas de hausse de la consommation d’énergie pour cuisiner lors des heures de repas; aucun changement du niveau de consommation pendant des périodes de temps prolongées), des mesures appropriées peuvent être prises. Le fait de retarder le transfert des patients/personnes âgées dans des centres de soins à plein temps pourrait engendrer d’importantes économies pour le système de soins de santé. URN: 13D/004 Page 80 4 Résultats domestiques 4.1 Coûts, bénéfices et VAN Les résultats ci-après sont obtenus en élaborant une estimation des coûts et bénéfices, à l’aide des hypothèses décrites ci-dessus. Dans ce modèle, les coûts initiaux sont transformés en rente au cours de la durée de vie de l’actif ou pendant la période 2013-2030. Les coûts sont ajustés en fonction des risques, c’est-à-dire qu’ils ont été ajustés pour le biais d’optimisme, le cas échéant (voir section Error! Reference source not found. sur les risques). Nous avons appliqué une analyse de la sensibilité aux bénéfices et nous présentons les bénéfices en termes de scénarios à court, moyen et long termes (voir section Error! Reference source not found.). La section Error! Reference source not found. montre l’impact des compteurs intelligents sur les factures d’énergie des clients domestiques. Ces mesures s’appuient sur les instruments de modélisation du DECC concernant les prix de l’énergie afin d’apprécier l’impact du déploiement de compteurs intelligents sur les factures d’énergie domestique en termes de trésorerie. L’année de référence de l’analyse est 2013. Les informations sur les coûts et les bénéfices se reflètent toutefois dans les prix réels de 2011. Tableau 4-1: Coûts et bénéfices totaux Coûts totaux Milliard GBP Bénéfices totaux Milliard GBP 10,47 14,81 Valeur actuelle nette Milliard GBP 4,34 Tableau 4-2: Bénéfices pour le consommateur et le fournisseur Bénéfices pour le consommateur Milliard GBP 4,29 Bénéfices pour les entreprises Milliard GBP 9,65 Bénéfices à l’échelle du Royaume-Uni Milliard GBP 0,87 Bénéfices totaux Milliard GBP 14,81 Tableau 4-3: Estimations pour le scénario faible, central et élevé Coûts totaux Milliard GBP 10,47 (+/- 0,018)81 Bénéfices totaux Milliard GBP Faible Central Élevé 10,61 14,81 19,30 Valeur actuelle nette Milliard GBP Faible Central 0,15 4,34 Élevé 8,81 81 Le montant total des coûts est très légèrement modifié suite aux changements apportés au scénario des bénéfices. Les valeurs actuelles nettes indiquées ici sont celles qui sont produites par le modèle et tiennent compte des variations marginales des coûts. URN: 13D/004 Page 81 Tableau 4-4: Bénéfices Bénéfices pour le consommateur Milliard GBP L 2,03 C 4,29 H 6,47 Bénéfices pour les entreprises Milliard GBP L 8,20 C 9,65 H 11,46 Bénéfices à l’échelle du Royaume-Uni Milliard GBP C L H 0,38 0,87 1,37 Le rapport avantages/coûts, qui est un bon indicateur de l’efficacité en termes de coûts de cette politique, demeure constant à 1,4 dans le scénario central, avec une valeur de 1,8 dans le scénario le plus favorable et de 1,0 dans le scénario faible. 4.2 Impacts en termes de répartition 4.2.1 Les impacts des compteurs intelligents sur les factures d’énergie des ménages Nous nous attendons à ce que les coûts incombant aux fournisseurs d’énergie soient récupérés par l’augmentation des prix de l’énergie, même si les bénéfices pour les fournisseurs et réseaux seront également répercutés sur les consommateurs82. Les résultats ci-après illustrent l’impact moyen sur les factures d’énergie des ménages (électricité et gaz). On s’attend à ce qu’il y ait des différences entre les ménages en fonction de la quantité d’énergie qu’ils épargnent et de la façon dont les fournisseurs décident de transférer les coûts. La mise en place devrait se traduire par une augmentation relativement réduite des factures de transition à court terme, suivie par des économies plus importantes pour les consommateurs à moyen et à long termes. L’augmentation à court terme sur la facture d’énergie des ménages devrait atteindre un pic en 2015, à une moyenne d’environ 6 GBP par ménage (ou 0,4 % d’une facture moyenne). À partir de 2017, l’impact prévisible sur les scénarios centraux est une réduction de la facture. D’ici à 2020, une fois que cette mise en place sera terminée, nous prévoyons des économies réalisées sur les factures d’électricité des ménages de l’ordre de 26 GBP en moyenne par an et par ménage. À partir de 2020, les économies sur les factures générées par le comptage intelligent continueront de s’accroître du fait de la hausse des prix de l’énergie (ce qui donnera plus d’importance aux économies d’énergie découlant des compteurs intelligents) ainsi que de la réduction des coûts, par rapport au scénario contrefactuel (lorsque les compteurs simplifiés sont censés continuer à les remplacer et par conséquent, impliquent des coûts supplémentaires). D’ici à 2030, nous estimons que les économies moyennes sur les factures s’élèveront à 43 GBP environ par ménage (Error! Reference source not found.). 82 Pour cette analyse, nous avons supposé que les fournisseurs et réseaux passent 100 % des coûts et des avantages aux consommateurs en raison des pressions exercées sur le marché de la concurrence et le régime réglementaire. URN: 13D/004 Page 82 Tableau 4-5: Impact moyen sur la facture d’énergie des ménages (GBP, réel, 2012) 2015 2020 2025 2030 Impact sur les factures d’énergie des ménages, GBP 6 -26 -33 -43 L’impact sur les prix des compteurs intelligents dans le secteur domestique est décrit en détail dans le tableau Error! Reference source not found. ci-après. L’impact sur les prix par unité d’énergie devrait être positif au cours de la phase de lancement en masse (bien que les économies d’énergie permettraient de compenser les impacts sur les factures). Après l’achèvement de la phase de lancement de masse, des économies de coûts pour les entreprises d’énergie à la suite de la mise en place devraient compenser les coûts totaux, se traduisant par un impact des prix de plus en plus négatif à partir de 2024. Tableau 4-6: Impacts sur les prix de l’énergie des ménages (GBP, réel, 2012) Année 2015 2020 2025 2030 Électricité Impact sur les prix (GBP/MWh) (inc. la TVA) 1,06 0,52 -0,27 -1,46 Gaz Impact sur les prix (GBP/MWh) (inc. la TVA) 0,30 0,14 -0,08 -0,45 Dans les précédentes évaluations d’impact, pour le calcul des impacts sur les prix et les factures découlant du comptage intelligent, un scénario prudent a été pris en considération dans le cadre duquel des coûts échoués ont été répercutés sur les factures des consommateurs comme s’il s’agissait de coûts s’ajoutant au montant total des coûts estimatifs dans d’autres parties de l’analyse. Cette hypothèse a été révisée pour mettre à jour l’analyse des impacts sur les factures dans la présente évaluation d’impact. La valeur échouée d’un compteur traditionnel correspond à la proportion du coût initialement engagé lors de l’installation du compteur qui est encore «laissé» dans l’actif lorsque le compteur est mis hors service avant la fin de sa durée de vie économique escomptée. Les coûts échoués n’affectent toutefois pas l’impact économique net présenté dans cette évaluation d’impact, puisque les coûts pour les compteurs traditionnels sont irrécupérables et sont également engagés dans le scénario contrefactuel (à savoir indépendamment de la mise en place des compteurs intelligents). Dans la mesure où le mandat du gouvernement n’aura pas d’impact sur les coûts de ces compteurs traditionnels qui ont déjà été mis en place, les coûts pour de tels compteurs traditionnels sont donc censés être les mêmes que ceux dans les scénarios contrefactuels et de mise en place. De ce fait, il n’y a pas de coût supplémentaire à prendre en compte en plus des coûts déjà traités dans le calcul URN: 13D/004 Page 83 des coûts et bénéfices nets ailleurs dans la présente évaluation. Les coûts irrécupérables des compteurs traditionnels sont déjà pris en compte dans les prix de l’énergie au détail qui sont à la base des calculs de l’impact sur les factures, de sorte que l’ajout des coûts échoués aux coûts nets de la mise en place compterait deux fois les dépenses en question. Il est donc raisonnable de supposer qu’aucun coût supplémentaire ne serait répercuté sur les factures des consommateurs, en sus des coûts supportés pour l’installation de compteurs traditionnels, qui sont déjà couverts par le niveau de référence. Cette modification apportée aux hypothèses modère la légère augmentation des factures au cours des premières années de la mise en place, et augmente l’ampleur des économies réalisées à moyen terme. Le changement n’a pas aucune incidence sur les prix et les prévisions de facture au-delà de 2020. Notre analyse estime l’impact de la mise en place des compteurs intelligents sur une base qui tient uniquement compte des politiques fermement établies avant l’annonce de la phase de mise en place des compteurs intelligents. Les impacts sur les factures présentés dans la présente EI diffèrent par conséquent de ceux figurant dans la publication du DECC en mars 2013 intitulée «estimation des impacts des politiques en matière d’énergie et de changement climatique sur les prix et les factures d’énergie»83, qui prend en compte l’effet cumulé de l’ensemble des politiques historiques, actuelles et planifiées sur les changements climatiques et sur l’énergie, qui ont un impact sur les prix et les factures d’énergie. Une telle approche permet de donner, toutes choses égales par ailleurs, davantage de projections d’économies sur les factures (et de réduire les augmentations de factures au début de la phase de mise en place) grâce aux compteurs intelligents, en raison du prix de référence supérieur, de telle sorte que les chiffres présentés dans cette EI peuvent minimiser les avantages perçus par les consommateurs. Nous partons du principe que tous les coûts et économies de coûts sont transmis aux clients étant donné les pressions de la concurrence exercées sur les fournisseurs. Cela comprend les réseaux (pertes, meilleure période des coupures), la production et la transmission (transfert de charge) et d’autres acteurs de l’industrie (clients passant à la rationalisation). Les impacts sur les factures sur les différents types de ménages et groupes à faible revenu ne sont pas pris en compte explicitement dans la présente analyse. Toutefois, les essais de l’EDRP ont montré que les ménages dans des zones qui ont une plus grande propension à la pauvreté énergétique peuvent obtenir, au moins aussi bien que d’autres ménages, des économies d’énergie en pourcentage. Il convient de noter qu’il peut exister d’autres impacts sur les factures des consommateurs, pour les clients qui ont recours à des écarts de prix pendant les périodes de pointe et les périodes creuses offerts par des tarifs intelligents et l’adoption des tarifs en fonction du temps d’utilisation. Ces impacts en termes de répartition n’ont pas été inclus dans le calcul ci-dessus. L’analyse élaborée par le groupe Brattle84 aux États-Unis indique que des clients à faible revenu ont tendance à bénéficier plus que la moyenne de tarifs en fonction du temps d’utilisation. Aucune analyse n’a été réalisée en Grande-Bretagne, mais selon des commentaires informels exprimés par les fournisseurs, les clients à faible revenu ont tendance en moyenne à avoir des profils d’usage plus plats et par conséquent, tireraient des 83 84 https://www.gov.uk/policy-impacts-on-prices-and-bills http://www.brattle.com/_documents/UploadLibrary/Upload936.pdf URN: 13D/004 Page 84 bénéfices de l’adoption des tarifs en fonction du temps d’utilisation par le biais de réductions de factures, sans modifier pour autant leurs modes de consommation. 4.2.2 Coûts échoués Comme indiqué dans la section précédente, si un compteur traditionnel est remplacé par un compteur intelligent avant la fin de sa durée de vie économique, une proportion de la valeur d’un compteur traditionnel est perdue dans la mesure où le compteur n’exerce plus sa fonction prévue. Bien que cela signifie que les coûts d’investissement qui ont été versés dans le passé continueront à être engagés sans apporter d’avantages, cela ne signifie pas qu’il y a des coûts supplémentaires résultant de la mise en place de compteurs intelligents. Ces dépenses sont prises en charge à la fois dans le scénario contrefactuel et le scénario des politiques. La valeur non réalisée des actifs de mesure traditionnels qui sont remplacés par des compteurs intelligents avant la fin de leur durée de vie économique n’est par conséquent pas prise en compte dans une quelconque considération relative aux coûts et bénéfices présentés dans le présent document. Cependant, afin de fournir une indication de l’ampleur de la valeur non réalisée, certaines hypothèses de modélisation ont été établies afin de déterminer un chiffre quantifiable. Ces hypothèses sont les suivantes: La valeur de l’actif du compteur est établie sur la base du coût de remplacement d’un compteur de base; Concernant des actifs fournis par des opérateurs du compteur commercial, les coûts échoués comprennent une marge bénéficiaire et des coûts d’installation transformés en rente, dans la mesure où ils sont inscrits dans le compteur annuel; Les coûts échoués pour les compteurs fournis pour le réseau national comprennent 50 % des coûts d’installation transformés en rente afin de tenir compte du fait qu’avant 2000, les coûts d’installation du compteur étaient transformés en rente dans les frais du compteur, tandis qu’après 2000, l’installation a été payée immédiatement; et la recertification du compteur continue au cours de la période de déploiement. De plus, pour l’évaluation économique, nous partons du principe qu’il n’y a aucune tentative de réduire autant que possible la valeur de l’actif non réalisé pendant la phase de mise en place, en évitant le remplacement trop rapide des compteurs qui atteindront la fin de leur durée de vie lors de la phase de mise en route. Une fois que les compteurs qui ont atteint la fin de leur durée de vie pour une année donnée ont été remplacés, nous partons du principe que l’âge des compteurs également remplacés cette année correspond à l’âge moyen des compteurs existants (comprend les compteurs qui sont remplacés de manière prématurée avant d’avoir atteint la fin de leur durée de vie pendant la période de mise en place). Toutes les autres choses étant égales par ailleurs (p. ex., les nombres annuels des nouvelles installations de compteurs, les ententes de location, les taux de remise), les fournisseurs n’ont pas lieu de privilégier le remplacement en raison de l’âge du compteur. Cela surestime potentiellement les coûts échoués dans la mesure où des fournisseurs pourraient avoir des mesures incitatives commerciales visant à déployer une stratégie de remplacement plus ciblée. Nous estimons des coûts échoués de 890 millions GBP en termes de valeur actuelle. Les dépenses ont augmenté d’environ 280 millions GBP par rapport aux estimations précédentes. Il y a deux principaux facteurs qui expliquent cette évolution. Le principal motif de cette URN: 13D/004 Page 85 modification est l’augmentation du nombre d’installations de compteurs traditionnels au cours des premières années de la phase de mise en place. Il en résulte une diminution de l’âge moyen des actifs remplacés et par conséquent, une augmentation de la valeur échouée. Au détail, le calcul de la moyenne d’âge de remplacement des compteurs traditionnels a été modifié afin de corriger une étape erronée dans le calcul, qui avait engendré des valeurs échouées sous-estimées. 4.2.3 Amélioration de la réglementation et de impact net pour les entreprises (EANCB - coût net annuel équivalent pour les entreprises) Un entrant, un sortant Un seul chiffre OIOO a été calculé pour la mise en place de compteurs intelligents, afin de prendre en compte le fait que les compteurs intelligents domestiques et non domestiques seront déployés par le biais d’un programme unique de travail et un seul et unique ensemble d’outils législatifs. Pour le calcul du chiffre EANCB, les économies d’énergie réalisées par des clients non domestiques ne sont pas considérées comme des bénéfices directs. Les coûts de la fourniture des moyens techniques nécessaires pour réaliser des économies d’énergie (p. ex., les compteurs intelligents et les IHD) sont compris dans les considérations de coûts OIOO. Sur la base de cette approche et dans les deux secteurs domestique et non domestique, le coût net annuel pour les entreprises (EANCB) s’élève à 36 millions GBP. La valeur des coûts échoués n’est pas incluse dans ce calcul étant donné que ce dernier s’appuie sur les coûts encourus à la fois dans le scénario contrefactuel et les scénarios de politique, et ne découlerait donc pas des réglementations relatives au comptage intelligent. Charges administratives Nous n’avons identifié aucune charge administrative supplémentaire importante incombant aux activités découlant de la politique du compteur intelligent. Notifier les clients des visites planifiées pour installer ou enlever un compteur est considéré comme une bonne pratique commerciale et permet de garantir l’accès au local, et ne peut donc pas être considéré comme une charge pour les entreprises découlant de la mise en place. À la suite de la présentation des éléments de preuve détaillés provenant des fournisseurs d’énergie, cette approche méthodologique a été convenue avec le «better regulation executive» (exécutif pour une meilleure réglementation) (BRE). La mise en place de compteurs intelligents avancera le remplacement du matériel de mesure et l’envoi de telles notifications aux clients de ces visites planifiées. Ces effets potentiels demeurent non quantifiés dans cette évaluation d’impact. Une petite charge administrative découlant de l’obligation de communiquer des données pour le suivi et l’évaluation a été identifiée. Le montant s’élève à 1 million GBP entre maintenant et 2020 et est décrit plus en détail dans la section Error! Reference source not found.. Le gouvernement a pris un certain nombre d’autres décisions de politique en mettant l’accent sur le maintien des coûts de mise en œuvre de la politique sur les compteurs intelligents peu rentables pour les entreprises. Aucun objectif ne sera fixé en ce qui concerne le nombre de compteurs que les fournisseurs doivent installer lors de la phase de fondation, ce qui leur permet de prendre des décisions basées sur des URN: 13D/004 Page 86 considérations commerciales et sans avoir à remplir un mandat. De même, il a été décidé de donner aux fournisseurs de PME la liberté de choix concernant la participation à la DCC plutôt que de la rendre obligatoire. Encore une fois, cela permettra aux entreprises d’être en mesure de réduire les coûts de mise en conformité en décidant de leur approche préférée fondée sur des considérations commerciales. Clauses de terminaison ou de révision réglementaire Nous avons examiné le cas pour la terminaison des interventions réglementaires requises pour le comptage intelligent. Ces interventions sont destinées à mettre en place une structure durable pour la fourniture et le fonctionnement efficaces des compteurs intelligents et, à ce titre, ne sont pas candidats à des clauses de terminaison. En particulier, l’interopérabilité des équipements déployés par différents fournisseurs ne peut être appelée à devenir un statu quo à aucun moment dans le futur et par conséquent, la terminaison n’est pas appropriée. Le DECC va maintenir toutes les réglementations sur les compteurs intelligents sous examen, au fur et à mesure du développement de la politique; comme établi dans la section Error! Reference source not found., le programme s’est engagé à un examen complet et un processus d’évaluation, à la fois au cours de la phase initiale de la fondation ainsi que vers la fin de la principale phase de mise en place. 4.3 Risques 4.3.1 Coûts: Réduction des risques et biais optimiste La mise en place des compteurs intelligents constituera un exercice majeur d’achat et de livraison. Le projet va s’étaler sur plusieurs années et présentera un défi majeur à la fois en termes techniques et logistiques. De l’avis général, les parties prenantes ne tiennent pas explicitement compte du biais optimiste dans les estimations qu’elles fournissent pour les opérations d’achat. En faisant des offres de pré-adjudication pour différentes pièces d’équipement, les fournisseurs révèlent les coûts probables des éléments des compteurs intelligents et par conséquent, aucun ajustement supplémentaire n’est nécessaire. Toutefois, dans le passé, les principaux contrats sur les infrastructures et les technologies de l’information ont souvent été affectés par des contrats au budget supérieur, nous avons donc ajusté les estimations pour le biais optimiste, conformément aux orientations définies par le livre vert du HMT. Après la publication de l’EI d’avril 2008, il a été reconnu que beaucoup de travail restait à faire concernant le traitement des facteurs de risque pour les coûts suite à une mise en place des compteurs intelligents à l’échelle du Royaume-Uni. Baringa Partners85 a été chargé d’examiner ces questions, en particulier en vue de réaliser les tâches suivantes: Évaluation des éléments de preuve disponibles aux niveaux international et national; Mise au point d’une matrice des risques fondée sur l’identification des principaux risques, leurs impacts potentiels et les mesures d’atténuation; Évaluation de la sensibilité de ces risques sur le modèle de marché et durée de la phase de mise en place; 85 Baringa Partners, mise en place des compteurs intelligents: projet concernant les risques et le biais d'optimisme, 2009. URN: 13D/004 Page 87 Évaluation de la prise en charge des risques dans l’EI d’avril 2008; et Formuler des recommandations, à la lumière de ce qui précède. Il en est résulté une approche révisée en matière de biais d’optimisme, qui a tout d’abord été prise en compte dans l’EI de mai 2009. Selon les directives du trésor de Sa Majesté, l’application des ajustements pour le biais optimiste et les provisions pour risque doit être examinée dans la mesure où la certitude s’accroît et où aucun élément de preuve justifié ne peut être établi. L’un de ces points essentiels à terme, dans le cas des compteurs intelligents, consistait à attribuer des contrats et la licence DCC en septembre 2013. C’est pourquoi nous avons entrepris de passer en revue le traitement des risques et l’application des facteurs de biais optimiste dans des zones où l’attribution des marchés augmente considérablement la certitude sur les coûts (et bénéfices) de la solution. Étant donné que les informations sur les prix recueillies par les procédures d’achat sont solides et contractuelles, tout facteur de distorsion optimiste précédemment appliqué pour couvrir les coûts de capitaux des fournisseurs de services de données et de communication, y compris du centre de communications, a été supprimé. Le tableau ci-après contient une mise à jour des facteurs de distorsion optimiste appliqués dans la présente EI: Tableau 4-7: Facteurs de distorsion optimiste IHD Compteur intelligent Installation et risques commerciaux Dépenses CAPEX de l’industrie énergétique Dépenses OPEX de l’industrie énergétique86 Facteur de distorsion optimiste 15 % 15 % 20 % 10 % 10 % Les facteurs de hausse des coûts s’appliquent aussi aux compteurs déployés au début de la phase de fondation. Ces facteurs sont présentés à la section Error! Reference source not found.. Des informations détaillées sur le biais optimiste et la façon dont il est appliqué peuvent être consultées sur le site Web du trésor de Sa Majesté dans les orientations du livre vert87. Dans l’ensemble, le coût total qui vient s’ajouter à l’évaluation à la suite de l’application du biais optimiste et d’autres hausses de coûts est encore élevé dans la présente évaluation d’impact (d’environ 1,5 milliard GBP). Les principaux domaines où subsistent un biais optimiste et des facteurs de hausse comprennent l’installation, 86 Des facteurs de biais d'optimisme s'appliquent aux dépenses capex et opex de l'industrie énergétique, qui portent sur les fournisseurs, d'autres participants de l'industrie ainsi que l'approvisionnement de l'infrastructure principale du compteur intelligent. 87 HMT, Le livre vert, mis à jour en 2011. URN: 13D/004 Page 88 le matériel de mesure, le traitement des coûts pendant la phase de fondation et les coûts supplémentaires de mise en œuvre avec des taux d’installation de pointe. 4.3.2 Bénéfices: analyse de sensibilité Une analyse de sensibilité a été appliquée aux principaux éléments des bénéfices. Nous appliquons les sensibilités suivantes dans l’intérêt des hypothèses de bénéfices: Tableau 4-8: Analyse de la sensibilité pour les bénéfices Bénéfices faibles Avantages pour le consommateur Économies d’énergie (électricité) Économies d’énergie (gaz) Économies d’énergie (gaz PPM) Bénéfices pour les entreprises Bénéfices des fournisseurs Visite sur place évitée Économies des centres d’appels Prime PPM COS évitée Vol réduit Avantages pour le réseau Investissements évités grâce aux ToU (distribution/transmission) Réduction des minutes perdues du client Économies des coûts d’exploitation grâce aux réparations Meilleures décisions d’investissement prises en connaissance de cause Enquêtes évitées sur des plaintes concernant la tension Réduction des appels de notification suite à une coupure Avantages de la production Économies de coûts marginaux à court terme découlant des ToU Investissements évités grâce aux ToU (production) Bénéfices centraux Bénéfices élevés 1,5 % 1,0 % 0,3 % 2,8 % 2,0 % 0,5 % Coûts de visites sousjacentes + 8 % 1,9 GBP 30 % 5% Coûts de visites sous-jacentes 10 % 20 % 40 % 2% 3% 10 % 10 % 15 % 15 % 3% 5% 10 % 500 GBP 1 000 GBP 1 493 GBP 5% 15 % 20 % 10 % 20 % 40 % 10 % 20 % 40 % 2,2 GBP 40 % 10 % 4,0 % 3,0 % 1,0 % Coûts de visites sousjacentes - 8 % 2,5 GBP 50 % 15 % Il est important de noter que les économies d’énergie ont une incidence sur le coût total de chaque option du fait de la consommation d’énergie des dispositifs, mais les effets sont minimes. Le Error! Reference source not found. présente les résultats de l’application des fourchettes de sensibilité présentées dans le tableau Error! Reference source not found. pour chaque hypothèse de bénéfice spécifique. Tableau 4-9: VA des bénéfices individuels au terme de l’analyse de la sensibilité million GBP URN: 13D/004 Bénéfices faibles Bénéfices Bénéfices Page 89 Avantages pour le consommateur Économies d’énergie (électricité) Économies d’énergie (gaz) Bénéfices pour les entreprises Bénéfices des fournisseurs Visite sur place évitée Économies des centres d’appels Prime PPM COS évitée Vol réduit Avantages pour le réseau Investissements évités grâce aux ToU (distribution/transmission) Réduction des minutes perdues du client Économies des coûts d’exploitation grâce aux réparations Meilleures décisions d’investissement prises en connaissance de cause Enquêtes évitées sur des plaintes concernant la tension Réduction des appels de notification suite à une coupure Avantages de la production Économies de coûts marginaux à court terme découlant des ToU Investissements évités grâce aux ToU (production) URN: 13D/004 centraux élevés 1 442 GBP 556 GBP 2 944 GBP 1 321 GBP 4 329 GBP 2 107 GBP 2 608 GBP 1 009 GBP 771 GBP 121 GBP 2 846 GBP 1 146 GBP 1 048 GBP 241 GBP 3 083 GBP 1 290 GBP 1 325 GBP 362 GBP 25 GBP 19 GBP 40 GBP 94 GBP 69 GBP 141 GBP 42 GBP 166 GBP 249 GBP 50 £ 101 GBP 201 GBP 18 GBP 36 GBP 54 GBP 10 GBP 31 GBP 41 GBP 60 GBP 113 GBP 219 GBP 368 GBP 690 GBP 1 333 GBP Page 90 5 Résultats détaillés du secteur domestique Tableau 5-1: Résultats détaillés du secteur domestique (en million GBP) pour le scénario central: Coûts totaux Coûts liés au local Compteurs et IDH Installation de compteurs Fonctionnement et maintenance des compteurs Équipement de communication de base Coûts incombant à la DCC Licence DCC Services de données Services de communication Coûts du système incombant aux fournisseurs et autres participants Dépenses capex fournisseur Dépenses opex fournisseur Dépenses capex de l’industrie Dépenses opex de l’industrie Autres coûts 10 470 7 011 3 707 1 645 676 984 1 390 194 183 1 013 795 681 10 Inefficacité du relevé sur place 210 VAN (Dé)connexion à distance 369 275 69 81 1 275 Énergie Élimination Juridique et organisationnel Marketing Bénéfices totaux Avantages pour le consommateur Économies d’énergie Microgénération Bénéfices pour Bénéfices pour les fournisseurs les entreprises Visites sur place évitées Demandes de renseignements Frais généraux du service à la clientèle Gestion de la dette Prime PPM COS évitée Bénéfices à l’échelle du Royaume-Uni Réduction du CO2 à l’échelle mondiale URN: 13D/004 2 846 977 169 968 1 048 220 Vol réduit Changement de clients Avantages pour le réseau Réduction des pertes Investissements évités grâce aux ToU (distribution/transmission) Réduction des minutes perdues du client Économies des coûts d’exploitation grâce aux réparations Meilleures décisions d’investissement prises en connaissance de cause Enquêtes évitées sur des plaintes concernant la tension Réduction des appels de notification suite à une coupure Avantages de la production Économies de coûts marginaux à court terme découlant des ToU Investissements évités grâce aux ToU (production) 286 87 4 338 14 808 4 295 4 265 30 7 967 Page 91 241 1 498 877 410 40 94 166 101 36 31 803 113 690 867 617 SCEQE découlant de la réduction de l’énergie SCEQE découlant des ToU Qualité de l’air URN: 13D/004 Page 92 154 26 70 Partie C: Mise en place de compteurs intelligents pour le secteur non domestique 93 Résumé: Analyse et éléments de preuve Option politique 1 Description: La présente évaluation d’impact prévoit une date d’achèvement en décembre 2020 pour la mise en place de compteurs intelligents à l’initiative des fournisseurs avec un centre de communication des données (DCC). ÉVALUATION ÉCONOMIQUE COMPLÈTE Base de prix année 2011 Base de VA année 2013 COÛTS (million GBP) Période de 18 années Bénéfice net [valeur actuelle (VA)] [million GBP] Faible: 1 184 Transition totale (Prix constant)Années Élevé: 2 563 Meilleure estimation: 1 877 Moyenne annuelle (hors transition) (prix constant) Coût total (Valeur actualisée) Faible S.O. S.O. S.O. Élevé S.O. S.O. S.O. Meilleure -10 35 estimation Description et fourchette des principaux coûts quantifiables par «principaux groupes concernés» 457 Les coûts des IHD, des compteurs et des équipements de communication, ainsi que de leur installation et exploitation, s’élèvent à 433 millions GBP. Les coûts d’élimination, d’énergie, de l’inefficacité des relevés sur place et les autres coûts s’élèvent à 24 millions GBP. Autres principaux coûts non quantifiables par «principaux groupes concernés» S/O BÉNÉFICES (million GBP) Transition totale (Prix constant)Années Moyenne annuelle (hors transition) (prix constant) Bénéfice total (Valeur actualisée) Faible 0 129 1 641 Élevé 0 239 3 019 Meilleure 2 333 0 184 estimation Description et fourchette des principaux bénéfices quantifiables par «principaux groupes concernés» Le total des bénéfices pour les consommateurs s’élève à 1,44 milliard GBP et comprend les économies liées à une faible consommation d’énergie (1,43 milliard GBP) et la microgénération (6 millions GBP). Le total des bénéfices pour les fournisseurs s’élève à 295 millions GBP et comprend notamment les visites sur place évitées (128 millions GBP) et la diminution des demandes de renseignements et des frais généraux des clients (49 millions GBP). Le total des bénéfices pour le réseau s’élève à 112 millions GBP et les bénéfices de production à 49 millions GBP. Les avantages carbone s’élèvent à 415 millions GBP. Les améliorations de la qualité de l’air s’élèvent à 26 millions GBP. Autres principaux bénéfices non quantifiables par «principaux groupes concernés» Il s’agit notamment des bénéfices liés à la poursuite du développement du marché des services énergétiques et des bénéfices potentiels liés au développement d’un réseau intelligent. Les compteurs intelligents sont susceptibles de donner lieu à une concurrence plus vive entre les fournisseurs d’énergie du fait que les consommateurs peuvent changer de fournisseur plus facilement et en raison de l’amélioration de l’information sur la consommation et les tarifs. La fin de la facturation estimée et un changement plus facile entre modalités de crédit et de prépaiement amélioreront l’expérience client. Hypothèses/sensibilités/risques principaux d’actualisation Taux 94 3,5 % Les estimations de coûts sont ajustées, le cas échéant, pour tenir compte du risque de biais optimiste, et les bénéfices sont présentés, sauf indication contraire, pour le scénario central. Une analyse de sensibilité a été appliquée aux bénéfices étant donné que les économies d’énergie dépendent du changement de comportement des consommateurs lié aux informations qui leur sont fournies, et ces changements affectent les bénéfices de façon substantielle. Les chiffres présentés sont fondés sur l’hypothèse de modélisation selon laquelle la portée de la DCC comprendra notamment l’agrégation des données à long terme. 95 Profil annuel des coûts et bénéfices quantifiables (non actualisés)* £ Coûts annuels totaux Bénéfices annuels totaux £ Coûts annuels totaux Bénéfices annuels totaux £ Coûts annuels totaux Bénéfices annuels totaux 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2 699 893 6 024 532 9 685 212 19 639 911 34 399 626 47 901 110 14 293 828 26 056 069 40 513 348 71 220 742 115 609 257 163 489 323 2019 2020 2021 2022 2023 2024 60 078 922 63 260 386 58 630 018 54 408 256 50 318 425 46 414 893 214 396 635 244 871 063 244 866 596 243 881 981 244 332 487 245 483 509 2025 2026 2027 2028 2029 2030 42 543 851 38 971 911 39 795 849 16 549 448 13 011 867 9 676 170 248 049 075 246 921 843 242 507 893 238 857 502 235 774 811 232 850 879 * Pour les bénéfices non quantifiables, veuillez vous reporter aux pages de synthèse et à la section de la base de la preuve principale Économies d’émissions de carbone par période budgétaire (MT CO2e) Secteur Économies d’émissions* (MT CO2e) - Par période budgétaire CB I; 2008-2012 CB II; 2013-2017 CB III; 2018-2022 Négocié 0 0 0 0 0,01 0,03 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,32 0,77 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,99 2,81 0 0 0 0 0 0 0 Public Non négocié 0 0 0 Total Négocié 0,01 0,03 0,32 0,77 0,99 2,81 Secteur énergétique Négocié Non négocié Négocié Transports Non négocié Lieux de travail et industrie Négocié Non négocié Négocié Maisons Non négocié Négocié Déchets Non négocié Négocié Agriculture Non négocié Non négocié Rapport coûtefficacité % de la durée des émissions négociées ci-dessous comparateur de coût 100 % % des émissions sur la durée de vie en dessous du comparateur de coût non négocié 100 % 96 6 Base de la preuve 6.1 Présentation Dans cette section, nous décrivons les principales hypothèses soutenant l’analyse et les raisons qui les ont motivées, avec des références aux éléments de preuve, le cas échéant. Les principales hypothèses utilisées pour calculer l’impact global de la mise en place décrit dans la présente section sont les suivantes: 1. Hypothèse contrefactuelle/analyses comparatives 2. Coûts 3. Bénéfices Ces hypothèses sont ensuite combinées et modélisées pour fournir les analyses coûts/bénéfices (voir section Error! Reference source not found.). Il convient de noter que, dans le modèle économique, tous les coûts initiaux sont convertis en rente au cours de la durée de vie du compteur ou au cours de la période de mise en place. Selon la modélisation, un prêt est nécessaire pour payer l’actif, qui est ensuite remboursé au cours de la période. Conformément aux directives gouvernementales, un coût réel du capital de 10 % a été estimé, sauf s’il existe des éléments de preuve disponibles pour des taux de financement spécifiques, comme l’explique la section Error! Reference source not found. (par exemple les taux de financement prévus dans les contrats de certains des services ou produits fournis). Les bénéfices ne sont pas convertis en rente, mais annualisés, c’est-à-dire qu’ils sont comptés au fur et à mesure qu’ils se présentent. La réalisation de la plupart des bénéfices se produira lorsque davantage de compteurs intelligents seront installés chez les consommateurs; ces bénéfices sont donc modélisés par compteur et sont liés au profil de mise en place. 6.2 Différences entre l’analyse du secteur domestique et l’analyse du secteur non domestique La plupart des hypothèses utilisées dans la présente EI sont communes à celles utilisées dans l’analyse pour le secteur domestique. Si tel n’est pas le cas, cela est noté et expliqué dans le texte. 6.2.1 Vue d’ensemble des différences dans le traitement des coûts et des bénéfices dans le secteur non domestique Pour une partie des coûts et des bénéfices analysés, il n’est pas possible de déterminer la part qui revient au secteur domestique et celle qui correspond au secteur non domestique. Par conséquent, aux fins de la modélisation, nous avons totalement attribué certains des coûts et bénéfices à l’analyse du secteur domestique, compte tenu du nombre de compteurs beaucoup plus important dans ce secteur. Dans d’autres cas, nous avons émis d’autres hypothèses. Les principales différences entre le secteur domestique et le secteur non domestique sont les suivantes: 97 Coûts: Les coûts de système informatique sont entièrement imputés au secteur domestique. Les coûts liés à la mise en place et à l’exploitation de la DCC sont entièrement attribués au secteur domestique. Les frais juridiques, de gouvernance et d’administration, ainsi que les coûts liés aux activités d’engagement des consommateurs, sont pleinement attribués au secteur domestique. Les augmentations de coût liées aux frais de services de communication sont appliquées à tous les compteurs intelligents installés jusqu’à la mise en service de la DCC, puis à la proportion de compteurs intelligents qui ne seront pas reliés à la DCC selon la modélisation – dans le secteur non domestique, une approche volontaire plutôt qu’obligatoire de l’utilisation de la DCC est appliquée. Dans la situation contrefactuelle, où aucune DCC n’est supposée être mise en place, des augmentations de coûts équivalents sont appliquées à tous les compteurs intelligents pour l’ensemble de la période d’évaluation. Bénéfices: Les bénéfices liés aux décisions d’investissement plus éclairées dans les réseaux électriques sont pleinement attribués à l’analyse du secteur domestique. Nous ne prévoyons pas d’économies réalisées sur le vol dans le secteur non domestique, dans la mesure où nous estimons qu’aucun vol ne se produit dans ces bâtiments (voir section 6.5.2.6 pour plus de détails). Nous prévoyons des bénéfices limités pour les compteurs intelligents/avancés exploités hors du cadre de la DCC (voir section 6.3.2 pour plus de détails). La masse critique nécessaire pour que les bénéfices en matière de détection de pannes commencent à être réalisés tient compte à la fois des installations domestiques et des installations non domestiques88. Compte tenu de certains coûts pleinement attribués au secteur domestique, et parce que les coûts l’emportent sur les bénéfices, il existe un risque de sous-estimation des bénéfices nets de la politique domestique et d’un risque de surestimation des bénéfices nets de la politique non domestique. Il est important de noter toutefois que l’impact global sur la valeur actuelle nette de la mise en place de compteurs intelligents dans le secteur domestique et dans le secteur non domestique reste neutre et que, dans l’ensemble, ni les coûts ni les bénéfices ne sont sous-estimés ou surestimés du fait de cette répartition. Il est également important de noter que, pour le secteur non domestique, une situation contrefactuelle différente de celle appliquée à l’analyse domestique est utilisée. Ce scénario contrefactuel est détaillé dans la section 6.3 ci-dessous. 6.2.2 Nombres de compteurs et niveau de base de la consommation d’énergie à usage non domestique 88 Toutefois, les bénéfices attribués au secteur non domestique sont proportionnels au nombre d'installations à usage non domestique. 98 Les sites commerciaux non domestiques affectés par l’obligation relative aux compteurs intelligents sont ceux qui répondent aux définitions de la licence de fourniture concernant les clients du secteur domestique disposant de compteurs de classes 1 à 4 (en majorité 3 et 4), et de compteurs de gaz sur des sites dont la consommation est inférieure à 732 MWh par an. Pour l’électricité, aux fins de la présente EI, nous supposons que le petit marché non domestique est composé de sites de classes 3-4. En 2011, 2,1 millions de compteurs entraient dans cette catégorie, sur la base des statistiques infranationales du DECC. Nous continuons de penser que ces compteurs ont une consommation moyenne annuelle par compteur de 17 400 kWh, ce qui reste conforme aux derniers éléments de preuve disponibles auprès d’Elexon. Comme indiqué dans les versions précédentes de l’évaluation d’impact, pour les compteurs de gaz, l’incertitude demeure concernant le nombre de compteurs sur les petits sites à usage non domestique et les niveaux de consommation sur ces sites. Les nombres de compteurs de gaz et leurs niveaux de consommation sont classés et représentés dans les tranches de consommation. Ces tranches de consommation ne font pas de distinction toutefois entre les utilisateurs domestiques et non domestiques, comme c’est le principalement le cas pour les classes de profils des compteurs d’électricité. Comme dans les EI précédentes, nous établissons une distinction, dans le secteur non domestique, entre: a) les compteurs à gaz utilisés sur les sites dont la consommation se situe entre 73 200 kWh et 732 000 kWh par an; et b) ceux qui sont utilisés sur les sites dont la consommation est inférieure à 73 200 kWh par an. Pour éviter un double comptage, le nombre de compteurs à usage non domestique et leur consommation totale dans la catégorie b) sont déduits du secteur domestique (notre niveau de référence pour les nombres de compteurs de gaz du secteur domestique et leur consommation est compris dans les compteurs qui ont une consommation inférieure à 73 200 kWh). Nous continuons de penser qu’il existe 400 000 compteurs dans la catégorie a), avec une consommation moyenne de 170 000 kWh par an. Nous avons revu nos hypothèses pour les compteurs de la catégorie b). Précédemment, nous avions estimé qu’il existait environ 1,1 million de sites dans cette catégorie. Nous avons mis à jour cette hypothèse sur la base des informations rapportées sur les plans de mise en place qui ont été recueillies par le DECC auprès des 6 principaux fournisseurs d’énergie. Ces données ont ensuite été combinées aux données relatives aux parts de marché dans le secteur non domestique, fournies par l’Ofgem, afin d’en déduire les estimations révisées du nombre total de compteurs dans cette catégorie. Le nombre estimé est à présent de 520 000 compteurs de gaz. Nous avons retenu notre hypothèse précédente sur la consommation moyenne des compteurs de la catégorie b), qui était estimée à 47 000 kWh par an. Si ces hypothèses améliorent nettement la précision des estimations précédentes, certaines incertitudes demeurent, en particulier en ce qui concerne le nombre de compteurs et leur consommation dans la catégorie b). Une analyse complémentaire a été entreprise avec la base de données NEED du DECC dans laquelle un échantillon de bâtiments avec des profils d’électricité de 3 et 4 (à savoir des sites consommant de l’électricité à usage non domestique, visés par l’obligation relative aux compteurs intelligents à usage non domestique) a été établi en fonction d’un autre ensemble de données contenant des informations sur les compteurs de gaz. Il s’agit là d’une estimation minimum (étant donné que la mise en correspondance des données peut avoir pour conséquence que certains compteurs de gaz ne sont pas 99 mis en correspondance, par erreur). Cette analyse obtient des résultats pour un nombre de compteurs de gaz dans la catégorie b) équivalent au nombre obtenu dans l’analyse révisée dans cette EI. Les hypothèses relatives à la croissance du secteur non domestique n’ont pas changé, et nous prévoyons toujours un nombre de 51 000 nouveaux compteurs par an. Le niveau de référence de consommation d’énergie reste constant dans le temps. Nous utilisons ce niveau de référence pour calculer les économies d’énergie liées aux compteurs intelligents en appliquant les hypothèses d’économies d’énergie. Même si des projections relatives à l’énergie pour les secteurs commercial et industriel sont disponibles, il n’est pas possible de déterminer un juste reflet de la diversité des milieux d’affaires qui sont représentés dans le secteur non domestique, tel que défini dans la présente EI, les moteurs de sa consommation d’énergie et ses niveaux de consommation d’énergie prévus évoluant. À la lumière de cela, nous continuons d’adopter une approche prudente et nous prévoyons des niveaux de consommation d’énergie par compteur stables à l’avenir. Tableau6-1: Nombres de compteurs et consommation d’énergie Compteurs (2011) Consommation (kWh) Nouveaux compteurs Électricité 2 140 000 17 400 51 000 par an Gaz 920 000 110 000 6.2.3 Compteurs avancés vs. compteurs intelligents La présente analyse s’appuie sur des décisions précédentes prises en ce qui concerne une certaine marge de manœuvre pour l’installation de compteurs intelligents et avancés. Le gouvernement a récemment annoncé son intention de modifier les conditions de licence de sorte que les compteurs ne disposant pas des fonctionnalités intelligentes complètes puissent rester en place ou continuer à être installés: lorsqu’un compteur avancé est installé avant avril 2016 (précédemment avril 2014) et que le client souhaite le maintenir; lorsqu’un compteur avancé est installé après avril 2016 (précédemment avril 2014) selon des dispositions contractuelles préexistantes. Outre les exemptions précitées, il est peu probable, maintenant ou à moyen terme, d’aboutir à une solution intelligente économiquement viable pour un certain nombre de grands compteurs de gaz («U16»). Les compteurs d’électricité à transformateur actuels peuvent aussi ne pas être équipés de fonctionnalités intelligentes. 89 Pour ces compteurs, des compteurs avancés seront exigés. Nous ne pensons pas que la prolongation (d’avril 2014 à avril 2016) de la période au cours de laquelle des compteurs avancés peuvent être installés (ou des contrats pour leur installation avant le 31 décembre peuvent être convenus) produira un effet significatif sur le nombre de compteurs avancés installés dans l’ensemble. La prolongation est susceptible d’être surtout utilisée par les petits fournisseurs. Compte tenu de l’importante proportion de compteurs de gaz qui sont déjà considérés 89 Cela touche près de 25 000 compteurs à transformateur actuels et 400 000 grands compteurs de gaz. 100 comme avancés, nous n’avons pas revu nos hypothèses de modélisation sur la supposée distinction entre compteurs intelligents et avancés. Lorsque les compteurs avancés installés en vertu des exemptions précitées auront atteint la fin de leur durée de vie, ils devront (à l’exception des U16 et des compteurs à transformateur actuels) être remplacés par des compteurs intelligents conformes aux spécifications techniques en vigueur à ce moment. Les exemptions reflètent l’état de développement au sein du marché non domestique, avec un déploiement en cours des compteurs avancés et des économies d’énergie et de carbone associées en voie de réalisation. Une variété de solutions de comptage avancé sont disponibles et utilisées sur le marché non domestique, en particulier les gros clients et les clients multisites. Un grand nombre des compteurs avancés existants ont été installés par des prestataires de services de comptage plutôt que par des fournisseurs. Les clients non domestiques comme les clients domestiques peuvent mettre en place leurs propres compteurs ou désigner une partie accréditée, autre que le fournisseur, pour installer le compteur et procéder aux relevés. Cette approche est plus courante dans le secteur non domestique, notamment parmi les clients possédant plusieurs sites. Le nombre de ces prestataires a augmenté ces dernières années et ceux-ci fournissent des services adaptés aux besoins des clients, en fournissant un retour d’information sur les modes de consommation sur Internet ou sur un réseau local. Ce retour d’information permet aux consommateurs de contrôler leur consommation et de cibler les économies d’énergie et de carbone. Les prestataires de services contractent avec les entreprises de communication pour permettre l’accès au compteur et le téléchargement des données. Ces solutions de compteurs avancés ont non seulement un coût différent de celui des compteurs intelligents tels que définis par le programme, mais sont également censées assurer différents niveaux de bénéfices (voir la section Error! Reference source not found. pour plus de détails). On part de l’hypothèse que, d’ici à 2020, la division entre compteurs intelligents et compteurs avancés sera comme suit: Électricité: 77 % intelligents et 23 % avancés Gaz: 60 % intelligents et 40 % avancés modernisés La part des bénéfices réalisables pour les compteurs avancés est indiquée dans le tableau ci-dessous. Tableau 6-2: Part des bénéfices réalisables pour les compteurs avancés Compteurs avancés Électricité Bénéfices pour le consommateur Réduction de la demande énergétique 90 % Microgénération 0% Bénéfices pour les fournisseurs Visites sur place évitées 100 % Demandes de renseignements 80 % Frais généraux de services à la clientèle 80 % Gestion de la dette 20 % 101 Gaz 80 % S/O 100 % 80 % 80 % 20 % Économies liées au changement de fournisseur90 0,8 GBP Vol S/O Commutation et déconnexion à distance 0% Bénéfices pour le réseau Pertes évitées pour les opérateurs de réseaux 0% Meilleures décisions en matière d’investissement 0% Coût évité des enquêtes sur des réclamations de clients concernant la qualité de la tension d’alimentation 0% Minutes perdues pour les clients 0% Économies en matière de réparation des pannes 0% Réduction des appels 0% Bénéfices liés au transfert de charge Économies des coûts de production marginaux à court terme liées au déplacement de la demande d’électricité 0% Capacité de réseau évitée du fait du transfert de charge 30 % 0,8 GBP S/O 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% S/O Certaines parties prenantes ont fait valoir que certains types de compteurs avancés permettent d’assurer une plus grande part de bénéfices que ceux qui sont estimés dans le tableau ci-dessus. Une analyse de sensibilité a été réalisée dans des scénarios dans lesquels les compteurs avancés sont supposés fournir une plus large part de bénéfices, ceux-ci n’ont pas donné lieu à d’importantes variations sur la VAN globale. 6.2.4 Utilisation de la DCC En mars 2011, le gouvernement a décidé qu’une approche volontaire plutôt qu’obligatoire de l’utilisation de la DCC pour les compteurs intelligents et les compteurs avancés devrait être appliquée pour le secteur non domestique. Cette évolution reflète le fait que les fournisseurs ayant d’importants portefeuilles de ménages sont susceptibles de vouloir installer un compteur intelligent courant lorsque cela est possible, et de vouloir utiliser une plateforme commune de communication, même s’ils ont le choix. Dans le secteur de l’électricité à usage non domestique, la fourniture est dominée par les fournisseurs disposant de portefeuilles de ménages importants. Les raisons qui incitent à ne pas utiliser la DCC pourraient être plus prononcées pour les fournisseurs de gaz à usage non domestique. Étant donné qu’un certain nombre de fournisseurs de gaz détient une part importante du marché non domestique, mais pas de production à usage domestique, ces fournisseurs sont moins enclins à utiliser la DCC pour assurer la compatibilité avec leurs opérations à usage domestique. 90 Nous estimons que des compteurs avancés permettraient de réaliser un bénéfice forfaitaire lié au changement de fournisseur de 0,8 GBP par compteur, ce qui est conforme aux bénéfices liés au changement de fournisseur réalisés par les compteurs intelligents avant la mise en place de la DCC et pour les compteurs intelligents qui ne sont pas reliés à la DCC. 102 Aux fins de la modélisation, nous avons estimé que, dans le cadre de cette approche volontaire, 97,5 % de l’ensemble des compteurs d’électricité intelligents à usage non domestique et 75 % de tous les compteurs de gaz intelligents à usage non domestique choisiraient d’utiliser la DCC. Ces pourcentages sont en ligne avec la part de marché des fournisseurs détenant d’importants portefeuilles de ménages qui sont susceptibles de vouloir mettre en place un compteur intelligent courant lorsque cela est possible, et de vouloir utiliser une plateforme commune de communication, même s’ils ont le choix. Étant donné que tous les systèmes de comptage avancé ne sont pas non plus censés utiliser les services de la DCC, le scénario est pessimiste quant à la population non domestique globale supposée être fournie hors du cadre de la DCC, et il est probable qu’en réalité, un plus grand nombre de sites équipés de compteurs à usage non domestique, en particulier pour le gaz, utiliseront la DCC. Cela accroîtrait la VAN qui est présentée dans les scénarios centraux pour le secteur non domestique91. Bénéfices liés à l’utilisation de la DCC Comme indiqué au point 3.4.2.5 de la présente évaluation d’impact, une partie des bénéfices identifiés comme découlant de la mise en place de compteurs intelligents est entièrement ou partiellement tributaire de l’utilisation de la DCC. Les bénéfices que la DCC permet de réaliser sont ajustés dans l’analyse afin de tenir compte de la proportion de compteurs qui, de notre avis, n’utiliserait pas la DCC: Nous supposons qu’en n’utilisant pas la DCC, les compteurs intelligents concrétiseraient uniquement les bénéfices liés au changement de fournisseur que l’analyse a identifié comme étant réalisables dans la situation pré-DCC 0,8 GBP par compteur intelligent par an. Aucun bénéfice lié à une réduction des pertes n’est réalisé dans le cas des compteurs intelligents de PME n’utilisant pas la DCC. Parmi les bénéfices pour les réseaux, nous partons du principe que seules les économies liées à la réduction des enquêtes sur des réclamations concernant la tension pourraient être réalisées pour les compteurs n’utilisant pas la DCC. Nous estimons que les opérateurs de réseau seraient en mesure d’accéder aux informations sur la tension sous le contrôle du compteur intelligent, même si aucune connexion avec la DCC n’a été établie. 6.3 Contre-hypothèse Une option contrefactuelle a été déterminée. Celle-ci n’implique aucune intervention du gouvernement sur les compteurs d’électricité avec des classes de profil 3 et 4 et les compteurs de gaz à usage non domestique ayant une consommation inférieure à 732 MWh/an. L’option contrefactuelle établit le contexte de statu quo en fonction duquel la mise en place des compteurs intelligents est évaluée. En déterminant la mise en place qui se serait produite en l’absence d’intervention publique, l’analyse peut faire en sorte que seuls les coûts et bénéfices supplémentaires soient pris en considération. L’option contrefactuelle du secteur non domestique comprend: le coût de la poursuite de l’installation de compteurs de base ; et 91 La proportion de compteurs supposés avancés est sans doute déjà élevée puisqu'elle est susceptible de couvrir l'ensemble des points de comptage du secteur non domestique n'appartenant pas aux 6 principaux fournisseurs, plus une prévision pour les points de comptage du secteur non domestique des 6 principaux fournisseurs qui pourraient être équipés d'un compteur avancé. Au-delà de ces points de comptage, il y a une faible incitation à s'affranchir de la DCC, de sorte que l'analyse des coûts et bénéfices est susceptible d'avoir une vision pessimiste en ce qui concerne les coûts supportés et les bénéfices réalisés dans le secteur non domestique. 103 les coûts et les bénéfices d’une mise en place limitée de compteurs intelligents/avancés en présence d’une analyse de rentabilité positive92. 6.3.1 Compteurs avancés vs. compteurs intelligents L’option contrefactuelle, de même que les versions précédentes de l’EI, prévoit que, sans intervention du gouvernement, les acteurs du marché installeront des compteurs intelligents/avancés uniquement en présence d’une analyse de rentabilité positive pour une ou plusieurs parties. Nous estimons que cela représenterait 50 % du marché d’ici à 2030. Nous estimons qu’une concurrence et un choix existeront dans le domaine des compteurs – dans le modèle, nous prévoyons que l’utilisation des compteurs sera répartie comme suit: Compteurs avancés: 40 % (soit 20 % de l’ensemble des compteurs à usage non domestique) d’ici à 2030; Compteurs intelligents: 40 % (soit 20 % de l’ensemble des compteurs à usage non domestique) d’ici à 2030; et Compteurs avancés modernisés: 20 % (soit 10 % de l’ensemble des compteurs à usage non domestique) d’ici à 2030. 6.3.2 Bénéfices liés à l’utilisation de la DCC Tel qu’exposés dans la section consacrée aux hypothèses ci-dessus, certains bénéfices sont conditionnés par l’existence de la DCC et des services qu’il fournit. Étant donné que nous estimons que, dans la situation contrefactuelle, il n’existe pas de DCC, nous ajustons les bénéfices selon les compteurs qui ne sont pas connectés à la DCC. 6.3.3 Consommation d’énergie dans le scénario contrefactuel L’analyse pour la situation contrefactuelle dans le secteur non domestique utilise le niveau de référence de la consommation d’énergie décrit dans la section 6.2.2 cidessus, prévoyant par conséquent des niveaux stables de consommation d’énergie pour chaque compteur à usage non domestique à l’avenir. 6.4 Coûts des compteurs intelligents Nous classons les coûts liés à la mise en place des compteurs intelligents dans les catégories suivantes: coûts de capital des compteurs et des IHD; équipements de communication dans le bâtiment; coûts d’installation; coûts d’exploitation et de maintenance; coûts informatiques des fournisseurs et de l’industrie; capital et dépenses opérationnelles de la DCC; coûts énergétiques des compteurs intelligents dans le bâtiment, coûts de relevé des compteurs; coûts d’élimination; frais juridiques et d’organisation et coûts associés aux activités d’engagement des consommateurs. Conformément à la conception de la solution de bout en bout et des spécifications techniques, la fourniture d’informations en temps réel devrait être réalisée au moyen 92 Cela implique des économies d'énergie limitées dans les bâtiments à usage non domestique lorsqu'un compteur avancé/intelligent est installé. 104 d’un affichage autonome, l’IHD, qui est raccordé au système de comptage par l’intermédiaire d’un réseau domestique (HAN)93. Nous reconnaissons que, sur le marché non domestique, l’offre d’un IHD n’est pas obligatoire, et un éventail de moyens pour la mise à disposition et l’accès sont susceptibles d’être utilisés - portails web, IHD ou d’autres dispositifs d’accès des consommateurs (CAD). Nous considérons qu’un réseau étendu (WAN) 94est également requis pour assurer la liaison de communication avec la DCC. 6.4.1 Coûts des IHD, des compteurs, des équipements de communication et de l’installation Les tableaux ci-dessous indiquent les coûts de capital liés aux compteurs et aux équipements de communication utilisés pour l’analyse. Ces hypothèses comprennent les modifications intervenues au niveau de l’analyse comme indiqué dans la section 2 (nouvelle analyse). Tableau 6-3: Coûts de l’équipement/de l’installation dans le bâtiment (par dispositif) Coût des actifs Élément Compteur d’électricité avancé Compteur de gaz avancé Compteur de gaz modernisé Compteur d’électricité intelligent Compteur de gaz intelligent IHD Équipement de communication 247 GBP 247 GBP 120 GBP 43,6 GBP 57,2 GBP 15 GBP 31 GBP Coûts d’installatio n95 136 GBP 136 GBP 68 GBP 29 GBP 49 GBP S/O Remarque: En ce qui concerne le secteur domestique, nous prévoyons toujours un gain d’efficacité de 10 GBP lié à l’installation double. Ce résultat s’explique par les économies réalisées en installant deux compteurs en une seule visite chez un client. Compteurs intelligents Comme dans l’analyse pour le secteur domestique, l’allocation de 1,75 GBP pour l’inclusion d’un clavier dans tous les compteurs intelligents, qui figurait dans l’EI de janvier 2013, a été supprimée. Aux fins de la modélisation, une allocation de coût pour un connecteur supplémentaire entre le système de communications et le compteur d’électricité (le «hotshoe») a été ajoutée à l’estimation de coût du compteur d’électricité pour tenir compte d’un nombre limité d’installations qui devraient déployer cette architecture (frais supplémentaires d’un montant de 2,7 GBP dans 15 % des installations). Les estimations du coût moyen des compteurs de gaz et d’électricité ont baissé d’environ 1,75 GBP et 1,35 GBP, respectivement. Compteurs avancés Pour l’EI des compteurs intelligents à usage non domestique, notre estimation des coûts des compteurs avancés s’appuie sur les travaux réalisés par le Carbon Trust et le travail accompli par le gouvernement en vue de l’EI pour les sites non 93 Un réseau HAN est un réseau au sein d'un bâtiment qui connecte le compteur intelligent d'une personne à d'autres dispositifs tels que les affichages à domicile ou les appareils intelligents. 94 Le réseau WAN est le réseau de communications qui, dans ce cas, relie les compteurs intelligents à la DCC. 95 Si une PME est approvisionnée en gaz et en électricité par le même fournisseur et que les compteurs de gaz et d'électricité sont installés en même temps, nous prévoyons un gain d'efficacité de 10 GBP par rapport à l'ensemble des coûts des différentes installations de compteurs de gaz et d'électricité. 105 domestiques importants96. Les coûts utilisés correspondaient au point médian entre les coûts élevés et les coûts faibles pour les compteurs avancés utilisés dans les essais du Carbon Trust. Ceci s’appliquait également à l’installation. Il est considéré que les coûts de communication initiaux font partie du prix des actifs, mais les coûts de fonctionnement sont séparés. Une variété de solutions de compteurs avancés sont disponibles et utilisées sur le marché non domestique. Certaines parties prenantes ont suggéré que certains types de compteurs avancés sont susceptibles d’avoir des coûts inférieurs à ceux présentés dans le tableau 6.3 ci-dessus. Nous avons mené une analyse de sensibilité qui montre que, si les coûts des compteurs avancés sont inférieurs à ceux que nous avons modélisés, l’effet sera d’accroître la valeur actuelle nette globale de la politique97. Cette hypothèse peut donc être considérée comme prudente en termes d’impact global sur la VAN. Compteurs avancés modernisés Cette option signifie que l’ancien compteur n’est pas remplacé, mais que son relevé est effectué à distance au moyen d’un dispositif, par exemple un compteur d’impulsion adapté sur le compteur, cela permettant de réduire les coûts d’installation et d’éviter la création d’actifs irrécupérables. Cette approche est plus courante pour le gaz. Il est considéré que les coûts des communications initiaux font partie du prix du compteur et que la maintenance représente 2,5 % du coût du compteur. IHD Dans ce secteur, les informations seraient fournies de diverses manières. Les clients, en particulier les petits clients, peuvent à terme utiliser un dispositif d’accès des consommateurs autonome (assurant une fonction équivalente à celle d’un IHD), qui est relié au compteur par l’intermédiaire d’un réseau HAN. Toutefois, de nombreux clients utiliseront des outils basés sur Internet afin d’accéder aux informations, et cette approche semble être l’approche par défaut parmi les installations intelligentes actuelles dans ce secteur. Pour la modélisation des coûts pour le secteur non domestique, nous prévoyons seulement un dispositif pour les clients bénéficiant d’une offre double, de même que pour les clients utilisant uniquement l’électricité. Pour les consommateurs qui ont un fournisseur différent pour l’électricité et pour le gaz, nous prévoyons deux IHD. Le coût en valeur actuelle combiné de l’ensemble de l’équipement de comptage (les installations de compteurs intelligents et avancés et de compteurs traditionnels réalisées au cours de la phase de Fondation) et des IHD dans le secteur non domestique est de 196 millions GBP. Coûts d’exploitation et de maintenance De plus, aucun élément de preuve concret n’a été présenté à l’heure actuelle, et nous avons conservé les hypothèses précédentes pour la présente EI. L’hypothèse retenue est un montant des coûts annuels d’exploitation et de maintenance des compteurs intelligents correspondant à 2,5 % du coût d’achat du compteur. Étant donné que les coûts d’exploitation et de maintenance sont susceptibles d’être 96 BERR, Impact Assessment of Smart Metering Roll out for Domestic Consumers and Small Businesses [Évaluation d'impact de la mise en place de compteurs intelligents pour les clients domestiques et les petites entreprises]. 97 Il convient également de noter que, le prix des compteurs intelligents diminuant du fait des économies d'échelle réalisées grâce à la mise en place, ces compteurs seront une alternative attrayante aux compteurs avancés coûteux, pouvant avoir pour effet qu'une plus grande proportion de compteurs intelligents soit prise en compte dans la présente analyse. Cela pourrait non seulement entraîner une réduction des coûts des actifs, mais conduirait également à la réalisation de bénéfices plus importants que ceux liés aux compteurs intelligents, étant donné qu'une partie de la réduction des bénéfices serait compromise. 106 engagés sous la forme d’un remplacement du matériel défectueux, le même biais optimiste (augmentation de 15 %), que celui qui s’applique aux compteurs est ajouté aux allocations des coûts d’exploitation et de maintenance. Les coûts d’exploitation et de maintenance s’élèvent à 33 millions GBP en valeur actuelle. Équipement de communication Les estimations de coût pour la fourniture de systèmes de communication ont été mises à jour pour tenir compte des prix fixes fournis dans le cadre des contrats des fournisseurs de services de communication avec la DCC, conformément aux modifications apportées à l’analyse du secteur domestique. Le coût moyen pondéré en fonction du volume d’un système de communications dans les trois régions des fournisseurs de services de communication est maintenant d’environ 31 GBP. La valeur actuelle brute des équipements de communication dans l’évaluation du secteur non domestique est de 59 millions GBP. Coûts d’installation Nous continuons à utiliser les estimations de coûts d’installation qui ont été utilisées auparavant, y compris l’hypothèse d’un gain d’efficacité de 10 GBP si des compteurs de gaz et d’électricité sont installés en même temps dans un bien avec une installation double. Ce résultat s’explique par les économies réalisées en installant deux compteurs en une seule visite chez un client, par exemple parce que les frais de déplacement sont réduits ou encore parce que les essais de connectivité ne doivent être effectués qu’une seule fois pour l’ensemble de l’équipement. Tableau 6-4: Ventilation des coûts d’installation Électricité seulement Gaz uniquement Gain d’efficacité lié à l’installation double Installation double 29 GBP 49 GBP - 10 GBP 68 GBP En valeur actuelle, les coûts d’installation s’élèvent à 107 millions GBP au cours de la période d’évaluation. Les coûts d’installation ne comprennent pas de valeur potentielle du temps consacré à l’installation par les consommateurs, qui doivent être présents lors de l’installation. Cela est justifié par le fait que les installations de compteurs auraient également eu lieu dans le scénario contrefactuel, étant donné que les compteurs traditionnels atteignent la fin de leur durée de vie et doivent donc être remplacés. La mise en place de compteurs intelligents se traduira par une accélération de ces cas, étant donné que le cycle de remplacement, qui devrait normalement s’étaler sur 20 ans, sera beaucoup plus court. Cet effet, qui demeure non quantifié, implique seulement de calculer le temps potentiellement consacré à l’installation par les consommateurs lorsque le compteur est remplacé, sans créer un nouveau coût. Il est également important de rappeler qu’il existe d’importantes raisons de commodité pour les consommateurs, concernant le gain de temps potentiel, qui ne sont pas non plus quantifiées dans l’EI. Ces bénéfices découlent par exemple du fait de ne pas avoir à être présent pour un relevé de compteur, à passer du temps à soumettre un relevé en ligne, ou de ne pas avoir à être présent pour passer du mode crédit au mode prépaiement. 107 Évolution du coût des équipements dans le temps Nous continuons à utiliser les estimations d’érosion des coûts utilisées dans les EI précédentes et modélisées sur l’évolution des coûts dans le temps observée pour les compteurs traditionnels. Cela suppose une diminution des coûts des équipements déployés dans les bâtiments de 13,1 % en 2024, par rapport aux niveaux de 2012. Cette érosion est appliquée aux coûts des compteurs intelligents (électricité et gaz), aux équipements de communication et aux IHD. 6.4.2 Coûts liés à la DCC La plupart des coûts auxquels le titulaire de la licence de la DCC doit faire face, engagés par le fournisseur de services de données et le fournisseur de services de communication (tel que décrit dans la section Error! Reference source not found.), ont été entièrement assignés au secteur domestique, étant donné qu’ils ne sont pas de nature à permettre une séparation raisonnable des éléments domestiques et non domestiques (comme indiqué dans la section Error! Reference source not found.). Le seul élément de coût relatif au système de la DCC pour lequel une telle distinction est possible est l’élément variable des frais de services de communication au titre de l’exploitation de l’équipement de communication par le fournisseur de services de communication. Cet élément de coût s’élève à environ 38 millions GBP pour le secteur non domestique en valeur actuelle au cours de la période d’évaluation. 6.4.3 Coûts des systèmes des fournisseurs et des autres acteurs de l’industrie Les acteurs de l’industrie de l’énergie existants devront faire des investissements pour moderniser leurs systèmes informatiques afin d’être en mesure de tirer pleinement parti des compteurs intelligents. Outre les fournisseurs, les opérateurs de réseau et les acteurs de l’industrie de l’énergie devraient également moderniser leurs systèmes informatiques. Ces coûts sont entièrement attribués au secteur domestique. 6.4.4 Coût du capital S’ils ne sont pas présentés comme un élément de coût distinct, les coûts des actifs et les coûts d’installation sont susceptibles d’être soumis à un coût du capital privé, c’est-à-dire que les ressources consacrées aux actifs et à l’installation ont un coût d’opportunité. Pour certains éléments de coût, le service achat de la DCC et ses prestataires de services ont donné de nouvelles informations sur les taux de financement correspondants, qui ont été transférées dans la modélisation des coûts et bénéfices qui est décrite dans la section Error! Reference source not found.. Pour les autres éléments de coûts, et selon une approche prudente en matière d’estimation des coûts, un coût du capital réel de 10 % par an est estimé. Un certain nombre de parties prenantes ont fait valoir que leur propre taux de rendement est inférieur à ce niveau. Ce taux relativement élevé a été retenu afin de garantir que tous les coûts d’opportunité de l’investissement sont pris en compte dans l’EI. Si un taux d’intérêt inférieur était appliqué, la valeur actuelle nette de la mise en place des compteurs intelligents augmenterait sensiblement. Par exemple, une réduction du coût du capital de 1 % seulement augmente la VAN de 15 millions GBP tandis qu’un 108 coût du capital estimé à 5 % augmente la VAN d’environ 70 millions GBP. De même que les autres hypothèses de modélisation, cette approche prudente entraîne un risque de sous-estimation du bénéfice net de la politique. En effet, une telle approche prudente crée une marge de sécurité allant au-delà des prévisions de risque explicite qui sont appliquées, par exemple les augmentations liées au biais optimiste. 6.4.5 Coût de l’énergie Les compteurs intelligents consommeront de l’énergie, et nous continuons à supposer qu’un système de compteur intelligent (compteur, IHD et équipement de communication) consommerait 2,6 W d’énergie de plus que les systèmes de compteurs actuels. Ces hypothèses ne sont donc pas modifiées. La valeur actuelle totale des coûts de l’énergie au cours de la période d’évaluation est de 27 millions GBP. 6.4.6 Augmentation des coûts liés aux relevés manuels des compteurs de base restants L’analyse des coûts et bénéfices des compteurs intelligents rend compte d’une baisse d’efficacité liée au fait de devoir procéder au relevé manuel d’un nombre décroissant de compteurs de base à mesure que la mise en place des compteurs intelligents avance. Les hypothèses sur lesquelles reposent ces coûts n’ont pas été modifiées pour cette EI. Toutefois, dans le secteur non domestique, ceux-ci sont désormais présentés dans la section des bénéfices, en tant que coûts évités liés au relevé manuel des compteurs de base restants. Cette estimation est fondée sur le principe que, le nombre de compteurs de base toujours en place étant moins important, leur relevé prend plus de temps (par exemple parce que les temps de trajet augmentent ou parce que les agents chargés du relevé de compteur se trouvent dans une zone particulière pour des périodes de plus courte durée, ce qui rend plus difficile d’effectuer une deuxième visite dans un bâtiment où ils n’avaient pas pu accéder). L’EI d’avril 2008 explique tout d’abord la raison d’être d’une équation visant à déterminer la perte d’efficacité liée au relevé manuel des compteurs traditionnels, à mesure que la mise en place des compteurs intelligents se poursuit – soit le manque d’efficacité des relevés sur place. Dans l’EI de mai 2009, cette équation comprenait quelques modifications pour mieux représenter le coût croissant lié aux relevés des compteurs traditionnels, le nombre total de compteurs traditionnels diminuant. L’hypothèse concernant le coût supplémentaire maximum de ces relevés a été revue à la hausse et ce coût augmente de façon exponentielle dans la limite de deux fois le coût du relevé de compteurs existant de 3 GBP – ce qui se traduit par une hausse maximale de 6 GBP et, par conséquent, un coût par relevé de compteur réalisé avec succès de 9 GBP. Ces relevés sont traités comme un coût supplémentaire par compteur et les coûts sont répartis sur l’ensemble de la mise en place. Les hypothèses sur lesquelles reposent ces coûts n’ont pas été modifiées jusqu’à présent. Contrairement au secteur domestique, l’impact de la mise en place des compteurs intelligents dans le secteur non domestique se traduit par des coûts évités liés au relevé manuel des compteurs de base restants. Cela est justifié par le fait que, dans le scénario contrefactuel du secteur non domestique, nous prévoyons une mise en place limitée de compteurs intelligents/avancés. En conséquence, dans la situation 109 contrefactuelle, ces augmentations de coûts seraient encourues jusqu’en 2030. L’obligation relative à la mise en place de compteurs intelligents donne lieu à des bénéfices en termes de coûts évités liés au relevé manuel des compteurs de base restants, étant donné que ce coût disparaîtra une fois cette mise en place achevée. Les coûts en valeur actuelle de ces coûts évités liés au manque d’efficacité des relevés sur place s’élèvent à - 5 millions GBP, c’est-à-dire des coûts évités de 5 millions GBP (par rapport à l’option contrefactuelle). 6.4.7 Coûts d’élimination Il existe un coût lié à l’élimination des compteurs lorsqu’ils atteignent la fin de leur durée de vie, y compris le coût de l’élimination du mercure des compteurs de gaz de base. Ces dépenses auraient été rencontrées dans le cadre des programmes de remplacement des compteurs de base en cas de statu quo, mais seront accélérées par une mise en place des compteurs intelligents rendue obligatoire. L’hypothèse sous-jacente d’un coût de 1 GBP par compteur n’a pas changé et le modèle coûtbénéfice continue de refléter que les compteurs auraient dû être éliminés sans tenir compte de la mise en œuvre du programme et ne tient compte que de l’accélération et de l’avancement de l’élimination par rapport à l’option contrefactuelle. Les coûts sont donc engagés plus tôt et sont soumis à moins d’actualisation. Le calcul applique également l’hypothèse de coûts d’élimination de 1 GBP pour les compteurs intelligents, avec des coûts qui en découlent pour les compteurs de première génération, devant être remplacés à partir de 2027. Les coûts en valeur actuelle s’élèvent à 2 millions GBP. 6.4.8 Frais juridiques et organisationnels Ces coûts sont entièrement attribués au secteur domestique. 6.4.9 Coûts associés aux activités d’engagement des consommateurs Il existe un pouvoir juridique permettant au secrétaire d’État à l’énergie et au changement climatique d’exiger de l’organe de livraison au consommateur qu’il étende son rayon d’action, au-delà des microentreprises, à d’autres petites et moyennes entreprises si des éléments de preuve le justifient à une date ultérieure. 6.4.10 Coûts résultant de l’incertitude dans les premières années de la fondation Les compteurs intelligents seront installés en deux étapes: l’étape de fondation et l’étape de mise en place massive. L’étape de fondation a commencé en avril 2011, et elle est censée prendre fin avec la mise en place à grande échelle à la fin de l’année 2015. Sur la base des informations transmises par les fournisseurs, le gouvernement prévoit l’installation d’un grand nombre de compteurs intelligents lors de l’étape de fondation. 110 Il existe un certain nombre de bénéfices découlant de la mise en place précoce et de l’entrée en ligne de compte des compteurs de l’étape de fondation vis-à-vis des obligations de mise en place imposées aux fournisseurs. En particulier: soutiennent une impulsion rapide et permettent une approche structurée de la mise en place au cours de la fondation, les premiers compteurs répondant aux normes communes; génèrent des connaissances à un niveau opérationnel et technique, grâce aux installations réalisées au cours de la fondation, et permettent la mise à l’essai de nouvelles approches en matière d’engagement des consommateurs; offrent aux premiers consommateurs qui optent pour cette solution la possibilité d’installer un compteur intelligent et de réaliser des bénéfices; évitent la création d’actifs irrécupérables dans le cas où les fournisseurs prennent le risque commercial d’installer des compteurs intelligents rapidement (par exemple lorsque les compteurs existants doivent être remplacés); permettent de développer de nouveaux éléments de preuve concernant une norme HAN sans retarder le progrès global; réduisent la pression subie lors des périodes de pics d’installation; et soutiennent l’objectif ambitieux de l’achèvement de la mise en place. Certains risques liés aux installations réalisées au cours de la fondation ont également été identifiés et ces risques pourraient entraîner, dans certaines circonstances, des augmentations de coûts, ce que nous prenons en compte en allouant des coûts supplémentaires correspondant aux déploiements des premiers compteurs. Ces allocations ont été établies dans le cadre d’un examen des conséquences potentielles susceptibles de se concrétiser et de la probabilité que l’événement se produise. Trois domaines de risques potentiels sont définis pour les compteurs intelligents installés au cours de la fondation: Interopérabilité Des difficultés potentielles pourraient découler de l’équipement utilisé par les différents fournisseurs, qui ne seront pas nécessairement en mesure de communiquer les uns avec les autres, étant donné que le réseau HAN n’est pas spécifié et que les différents fournisseurs d’énergie utilisent différentes normes de réseau WAN pour leurs solutions de comptage intelligent. Ceci peut entraîner des coûts supplémentaires en cas de changement de fournisseur, mais aussi peut-être au point d’installation pour les consommateurs approvisionnés en électricité et en gaz par différents fournisseurs. Pour l’analyse du secteur non domestique, nous avions modélisé dans les EI précédentes que deux IHD et deux ensembles d’équipement de communication seraient installés pour les clients non domestiques approvisionnés en électricité et en gaz par différents fournisseurs, de sorte que ce dernier aspect de ce risque ne s’applique pas à l’analyse des PME. Différences de fonctionnalité Les différences de fonctionnalité entre la première et la deuxième version des SMETS sont limitées. La principale différence envisagée à ce stade réside dans le fait que la fonctionnalité de notification des pannes (anciennement appelée dernier souffle) ne sera pas fournie avec les compteurs intelligents installés pendant la fondation, étant donné qu’elle sera fournie par l’intermédiaire des systèmes de communication des fournisseurs de services de communication, qui ne seront pas disponibles au moment de la fondation. Étant donné que les bénéfices induits par cette fonctionnalité sont soumis à une masse critique de compteurs disponibles (voir point 3.4.3.2 pour plus de 111 détails), l’absence de cette fonctionnalité sur les premiers compteurs pourrait retarder la réalisation des bénéfices de la gestion des pannes. Adoption et inscription à la DCC Il existe une certaine incertitude quant à savoir comment les compteurs installés avant que la DCC ne soit opérationnel seront intégrés au système de comptage intelligent de la DCC. Ceci peut entraîner des coûts supplémentaires si des mesures doivent être prises pour relier les premiers compteurs à la DCC ou si leur exploitation hors du cadre de la DCC entraîne un coût plus élevé. En plus d’être appliqué aux compteurs installés au début de l’étape de fondation, ce risque s’applique également, dans l’analyse du secteur non domestique, à tous les compteurs intelligents et avancés dans la situation contrefactuelle, ainsi qu’à la proportion de compteurs qui, selon la modélisation, ne sera pas reliée à la DCC98. Pour l’interopérabilité et les catégories de la DCC, la modélisation des coûts détermine comment les risques pourraient se concrétiser au niveau des coûts et évalue l’incidence en termes de coût par compteur dans le scénario le plus défavorable. À l’examen des circonstances atténuantes (qu’elles dépendent des politiques ou qu’elles soient favorisées par des incitations commerciales) une probabilité est déterminée, avec laquelle l’augmentation des coûts dans le scénario le plus défavorable est pondérée. Les ajustements en fonction du risque s’appliquent aux compteurs installés au cours de la période où le risque est le plus important. Toute augmentation de biais optimiste déjà appliquée à cette catégorie de coût continue d’être prise en compte (et est accrue par l’augmentation du risque également). L’introduction de la condition de licence nº 3 («non-retour en arrière») incite fortement un nouveau fournisseur à utiliser l’équipement intelligent qui a été installé par l’ancien fournisseur. Dans cette condition, un nouveau fournisseur doit prendre toutes les mesures raisonnables en vue d’installer un système de comptage intelligent conforme aux SMETS lorsqu’il remplace un système de comptage intelligent conforme aux SMETS dans le cadre d’un changement de fournisseur. Afin de tenir compte des éventuels risques résiduels (notamment qu’un compteur intelligent installé par l’ancien fournisseur soit utilisé sans exploiter ses fonctionnalités, entraînant une perte de bénéfices pour les fournisseurs), l’augmentation n’a pas été complètement supprimée, mais a néanmoins été réduite de 15 à 5 %. Cette augmentation est appliquée aux coûts du compteur, de l’équipement de communication de la maison, de l’IHD et de l’installation pour les installations domestiques et non domestiques au cours de l’étape de fondation. Pour les différences en matière de fonctionnalité – l’absence de notification des pannes pour les compteurs de l’étape de fondation – l’impact ne se traduit pas par un facteur d’augmentation des coûts, mais est directement appliqué à la modélisation de la mise en place. Les installations intelligentes fournies avant que les systèmes de communication des fournisseurs de services de communication soient disponibles n’offriront pas la fonctionnalité de notification des pannes. Cela est modélisé en ajustant le moment à partir duquel les opérateurs de réseau auront une couverture suffisante en matière de fonctionnalités de gestion des pannes pour leur permettre de réaliser des économies. Les coûts relatifs à la mise en place de la fonctionnalité de notification des pannes sont exclus dans le cas des premières installations. 98 L'utilisation de la DCC est volontaire dans le secteur non domestique, car il existe déjà certains fournisseurs de services de communication établis. 112 Le tableau ci-dessous présente les facteurs d’augmentation qui sont appliqués aux installations de l’étape de fondation. Il est important de noter que la décision du gouvernement n’est pas de rendre obligatoire la mise en place de compteurs intelligents au cours de la Fondation, mais plutôt de permettre une flexibilité suffisante pour que les fournisseurs d’énergie qui voient un intérêt commercial dans le fait de commencer à déployer les volumes plus précocement puissent le faire. Cette approche de mise en œuvre permet de maintenir une impulsion rapide sans retarder le progrès global; d’offrir aux premiers consommateurs qui optent pour cette solution la possibilité de recevoir les compteurs intelligents et de réaliser des bénéfices; d’éviter la création inutile d’actifs irrécupérables dans le cas où les fournisseurs prennent le risque commercial d’installer des compteurs intelligents. Tableau 6-5: Augmentations des coûts pour les compteurs conformes à la première version des SMETS dans le secteur non domestique Type de risque Risque Risque en matière d’interopérabilité nº 1 Coûts en cas de changement de fournisseur (le nouveau fournisseur peut ne pas être en mesure ou ne pas être disposé à prendre en charge le compteur, et donc remplacer le compteur). Risque lié à la DCC Risque d’augmentation des frais liés au réseau étendu de communication pour les premiers compteurs et/ou ceux qui sont exploités hors du cadre de la DCC.100 99 Facteur d’augmentation des coûts Augmentation de 5 % appliquée: - au système de communication - au compteur99 - à l’IHD - à l’installation Ce risque n’est plus considéré comme une augmentation des coûts, mais déterminé en prenant pour hypothèse que les coûts du contrat sont en partie ajoutés aux coûts de communication de la DCC. Il convient de noter que cette augmentation est appliquée à la fois aux compteurs intelligents et aux compteurs avancés dans le secteur non domestique. 100 Il ne s'agit pas d'un risque spécifique à l'approche de fondation par étapes, et il a été reconnu dans les précédentes EI – les compteurs installés avant la mise en service de la DCC avaient un certain nombre d'allocations d'augmentation des coûts inhérentes. 113 6.5 Bénéfices liés aux compteurs intelligents Nous classons les bénéfices en trois grandes catégories: pour les consommateurs, pour les entreprises (fournisseurs d’énergie, opérateurs de réseau de distribution et entreprises de production) et liés au carbone. Les bénéfices sont classés sur la base du bénéficiaire de premier ordre du bénéfice. Dans la mesure où les entreprises opèrent sur un marché concurrentiel – dans le cas des fournisseurs d’énergie – ou dans le cadre d’un environnement réglementé – dans le cas des réseaux – un effet de second ordre est prévu, étant donné que les bénéfices ou les économies de coûts sont répercutés sur les utilisateurs d’énergie finaux, soit les consommateurs. Par exemple, les relevés de compteurs évités constituent une économie de coût directe et de premier ordre pour les fournisseurs d’énergie. Dans la mesure où les fournisseurs d’énergie opèrent dans un environnement concurrentiel, nous estimons que ces économies seront répercutées sur les consommateurs. Pour l’EI du secteur non domestique, il est important de noter que la catégorie de consommateur, dans ce cas, considère les entreprises comme des clients de l’industrie de l’énergie. 6.5.1 Bénéfices pour le consommateur Dans le cadre de l’analyse du secteur non domestique, les consommateurs sont considérés comme des entités non domestiques qui achètent de l’énergie provenant des fournisseurs d’énergie. Une série de bénéfices pour les consommateurs sont escomptés, y compris concernant l’amélioration de la satisfaction des clients et la gestion financière, qui n’ont pas été quantifiées jusqu’à présent, mais qui feront l’objet d’un examen plus approfondi et feront partie de la stratégie de gestion des bénéfices. D’importants bénéfices liés aux compteurs intelligents peuvent être induits par des changements dans le comportement de consommation d’énergie des consommateurs. Deux domaines de changement dans le comportement de consommation moyen peuvent se présenter: une réduction de la consommation globale d’énergie, grâce à une meilleure information sur les coûts et l’utilisation de l’énergie, qui entraîne le changement de comportement; un déplacement de la demande énergétique de certaines périodes de pointe vers les heures creuses. 6.5.1.1 Réduction de la demande énergétique Nous supposons que les compteurs intelligents/avancés, ainsi que la fourniture de données, permettront de réduire la consommation d’énergie de 2,8 % (électricité) à 4,5 % (gaz) par compteur dans le scénario central. Cela est conforme aux modifications observées dans les essais effectués par le Carbon Trust. Cet essai contrôlé, publié en 2007, a donné lieu à l’installation de compteurs avancés sur 538 sites de PME. À la suite de l’installation des compteurs avancés, les données relatives à la consommation ont révélé que les sites ont identifié en moyenne 12 % d’économies d’électricité (7 % pour le gaz) et mis en œuvre 5 % d’économies d’électricité (4 % pour le gaz) au cours de la période d’essai. Pour accroître davantage la base de la preuve dans le secteur non domestique, des essais visant à tester l’ampleur et la persistance des économies d’énergie réalisées grâce aux compteurs intelligents dans les PME sont prévus. 114 Nous appliquons également une analyse de sensibilité à ces bénéfices, comme suit: dans le scénario des bénéfices élevés: 1,5 % pour l’électricité, 5,5 % pour le gaz; et dans le scénario des bénéfices faibles: 4 % pour l’électricité, 3,5 % pour le gaz. L’énergie est évaluée en conformité avec les directives fournies par le DECC101. Les économies d’énergie escomptées sont appliquées au niveau de référence de consommation d’énergie personnalisé dans le secteur non domestique, tel que décrit au point 6.2.2 ci-dessus. La prise en compte des effets de rebond directs est nécessaire pour effectuer une estimation précise des économies d’énergie nettes. Lorsque des possibilités d’économies d’énergie basées sur la physique ou théoriques sont utilisées pour l’analyse (par exemple l’effet de gain d’efficacité produit par une isolation renforcée), les effets de rebond doivent être explicitement estimés et déduits de la valeur théorique estimée. Le véritable effet sur les économies d’énergie nettes dépendra toujours, dans de tels cas, du comportement adopté par les consommateurs en conséquence, et les gains de revenus découlant de l’efficacité énergétique accrue pourraient être dépensés en partie en augmentant la consommation du service énergétique (amélioration du confort). Toutefois, l’approche adoptée pour l’estimation des économies d’énergie liées aux compteurs intelligents est fondamentalement différente et se fonde sur les résultats des essais empiriques, c’est-à-dire les effets observés. Ces valeurs observées sont nettes de toute amélioration du confort ou effet de rebond direct éventuels. Par conséquent, aucun ajustement supplémentaire ne doit être appliqué aux estimations des économies d’énergie liées aux compteurs intelligents. Une deuxième source du changement des modes de consommation lié aux compteurs intelligents est l’évolution de la demande énergétique des heures pleines vers les heures creuses. Bien que ce changement se traduira probablement par des réductions de factures pour les personnes qui adoptent des tarifs variables en fonction de l’heure, les économies sur les factures pour certains clients peuvent être compensées par les augmentations de factures pour d’autres clients, à mesure que les subventions croisées existantes entre différentes périodes d’utilisation sont démantelées. Les bénéfices liés au transfert de charge sont donc évalués dans l’EI, dans la mesure où nous supposons qu’ils constituent une ressource pour l’économie du Royaume-Uni. Ce bénéfice est classé comme un bénéfice de premier ordre pour les entreprises de production et les réseaux et est donc examiné plus en détail ciaprès dans la présente section. La valeur totale de ce bénéfice sur la période d’évaluation s’élève à 1 431 millions GBP. 6.5.1.2 Microgénération Nous évaluons les économies réalisées grâce à l’utilisation de compteurs intelligents pour fournir des informations d’exportation provenant des dispositifs de microgénération. Nous l’avons fait en estimant le nombre de dispositifs de microgénération qui seront en service d’ici à 2020 dans le secteur non domestique. Notre estimation du nombre d’unités (près de 300 000 d’ici à 2020) implique une économie par compteur d’électricité par an de 0,43 GBP pour les PME, résultant d’un compteur d’exportation distinct, et son coût d’installation n’est pas nécessaire. 101 https://www.gov.uk/government/publications/valuation-of-energy-use-and-greenhouse-gas-emissions-for-appraisal 115 La valeur totale de ce bénéfice sur la période d’évaluation s’élève à 6 millions GBP. 6.5.2 Bénéfices pour les fournisseurs On trouvera ci-après une série de bénéfices et d’économies de coûts que l’industrie de la fourniture d’énergie devrait réaliser. Les discussions avec les fournisseurs d’énergie dans les ateliers et les réunions bilatérales ont permis de valider à un niveau global au sein de l’industrie que les hypothèses sur les bénéfices pour les fournisseurs sont valides et applicables. Chaque fournisseur peut toutefois avoir une position commerciale différente. 6.5.2.1 Visites sur place évitées À l’heure actuelle, les fournisseurs d’énergie doivent se rendre dans les locaux de leurs clients, pour plusieurs raisons, à savoir procéder aux relevés de compteurs et mener à bien les inspections de sécurité. La mise en place de compteurs intelligents aura des incidences sur l’obligation d’effectuer de telles visites, de plusieurs façons. Visites régulières o Visites régulières de relevé de compteur Les compteurs intelligents permettront de réaliser des économies liées aux relevés de compteurs pour les fournisseurs dès lors qu’un compteur de base a été remplacé par un compteur intelligent. Nous continuons de penser que les relevés de compteurs réguliers évités produiront des bénéfices (économies de coûts) de 6 GBP (crédit) par compteur par année, dans notre scénario central, en tenant compte à la fois des relevés effectifs et des visites infructueuses. Ces chiffres tiennent compte des coûts évités liés à deux relevés de compteur par an dans le cadre d’un cycle de relevés de compteurs réguliers, pour lesquels des agents chargés des relevés démarchent les clients dans une zone pour faire des relevés de compteurs et réessaient s’ils n’ont pas pu accéder au compteur la première fois. Un coût de 3 GBP par relevé de compteur effectif est le chiffre qui a été estimé par l’industrie en tant que taux commercial appliqué par les entreprises assurant les relevés de compteurs. Un coût de 3 GBP par relevé de compteur effectif est le chiffre qui a été estimé par l’industrie en tant que taux commercial appliqué par les entreprises assurant les relevés de compteurs. o Visites d’inspection de sécurité régulières L’EI tient compte également des coûts supplémentaires pour les inspections de sécurité régulières des compteurs intelligents. Les coûts de ces visites d’inspection de sécurité régulières dans le domaine des produits intelligents sont de 0,6 GBP par an pour 90 % des compteurs et de 8,75 GBP par an pour les 10 % de compteurs restants. À l’heure actuelle, les inspections de sécurité sont effectuées dans le cadre des visites régulières de relevé de compteur et n’impliquent donc pas ou très peu de frais supplémentaires. Cette information minimise sans doute le coût actuel, mais elle est utilisée, en l’absence d’éléments de preuve, comme base pour la modélisation. Le programme prévoit que la mise en place de compteurs intelligents permettra de faciliter un changement du régime sous-jacent et que la fréquence requise actuellement, à savoir une inspection tous les deux ans, ne va pas persister pour l’ensemble des compteurs une fois les compteurs intelligents installés. Cela fera l’objet d’une décision de l’Ofgem et du Health and Safety Executive (HSE). Le 116 fournisseur a récemment obtenu de l’Ofgem une dérogation à l’obligation qui lui incombe de procéder à des inspections de sécurité relative au gaz tous les deux ans et d’opter pour une approche fondée sur les risques. L’Ofgem a également exprimé l’intention de réexaminer le régime d’inspection des compteurs existant en vue de la mise en œuvre de nouvelles dispositions qui facilitent les bénéfices des compteurs intelligents102. Aux fins de la modélisation, nous avons émis des hypothèses sur les coûts encourus par les fournisseurs liés aux inspections de sécurité à la suite de la mise en place des compteurs intelligents. Le modèle prévoit un nouveau régime fondé sur les risques, à appliquer à tous les compteurs avec des exigences différentes pour les différentes catégories de risque: Groupe de risque inférieur: o 90 % des compteurs o Nécessite une inspection de sécurité tous les 5 ans o Approche locale avec un coût de 3 GBP par relevé effectif Groupe de risque supérieur: o 10 % des compteurs o Nécessite une inspection de sécurité tous les 2 ans (ou 5 % des compteurs chaque année) o Approche fondée sur les rendez-vous prévus avec un coût de 17,5 GBP par relevé effectif103 Il existe des incertitudes concernant la part des compteurs qui pourraient être considérés comme présentant un risque plus élevé en vertu d’un nouveau régime d’inspection de sécurité, mais, à des fins de modélisation, il semble raisonnable de supposer que les compteurs qui exigent actuellement des visites d’inspection de sécurité spéciales (voir la section suivante) continueront de nécessiter des coûts dédiés, à une fréquence plus élevée que la majorité des compteurs (voir la section sur les visites spéciales). En vertu de la dérogation récemment accordée pour les inspections de sécurité relative au gaz par un fournisseur, les clients figurant sur le registre de service prioritaire (Priority Service Register, «PSR») continueront de nécessiter des cycles d’inspection de deux ans. Les informations publiées par l’Ofgem104 indiquent qu’environ 8 % de l’ensemble des consommateurs de gaz figuraient sur le PSR en 2011. Visites spéciales D’autres hypothèses sont émises en ce qui concerne les «visites spéciales évitées». L’analyse indique des bénéfices de 0,5 GBP par compteur «crédit» par an liés aux relevés de compteurs évités et des bénéfices de 0,875 GBP par compteur par an liés aux inspections de sécurité spéciales évitées. Visites de relevé de compteur spéciales 102 Ofgem, Letter to British Gas [Lettre à British Gas], 14 décembre 2012. Cela est calculé en utilisant le taux commercial actuel de 10 GBP pour une visite spéciale prévue et tenant compte du fait que le taux d'accès à la première visite sera inférieur à 100 %. Seulement 50 % des bâtiments devraient permettre l'accès à la première tentative, avec 25 % des bâtiments nécessitant une deuxième et une troisième visite. La même hypothèse est utilisée pour la modélisation des bénéfices liés aux visites d'inspection de sécurité évitées dans la situation actuelle, décrite plus en détail ci-après. 104 Ofgem, Domestic Suppliers’ social obligations: 2011 Annual report [Obligations sociales des fournisseurs dans le secteur domestique: rapport annuel 2011], octobre 2012 103 117 Nous estimons un bénéfice de 0,5 GBP par compteur «crédit», correspondant aux activités suivantes dans la situation actuelle qui seront inutiles après la mise en place des compteurs intelligents: o Une visite dédiée pour un relevé spécial est nécessaire chez 5 % des utilisateurs de compteur «crédit» par an (par exemple en raison d’un litige sur la facturation). o Le coût d’une telle visite est de 10 GBP, l’accès à la première tentative étant supposé. Visites d’inspection de sécurité spéciales Nous estimons un bénéfice de 0,875 GBP par compteur, correspondant aux activités suivantes dans la situation actuelle qui seront inutiles après la mise en place des compteurs intelligents: o Une visite dédiée pour une inspection de sécurité est nécessaire chez 5 % des utilisateurs de compteur par an. o Le coût d’une telle visite est de 17,5 GBP, reflétant la nécessité de procéder à de nouvelles visites. Le tableau suivant résume les points évoqués dans la présente section, et donne un aperçu de l’impact général: Tableau 6-6: Coûts et bénéfices liés aux incidences des visites sur place évitées (par compteur par an)105 Type de visite Relevé de compteur régulier Inspection de sécurité régulière Relevé de compteur spécial demandé par le client Inspection de sécurité spéciale Coût total: Coût sur le marché actuel 6 GBP par compteur «crédit» par an, 0 GBP par compteur à prépaiement par an Aucun coût supplémentaire Coût sur le marché intelligent Non Effet 0,6 GBP par compteur à risque inférieur par an, 0,875 GBP par compteur à risque supérieur par an Non coût 0,5 GBP par compteur «crédit» par an, 0 GBP par compteur à prépaiement par an 0,875 GBP par N’est plus requis, compteur par an calculé dans le cadre de la méthode fondée sur les risques. 6,73 GBP 0,63 GBP 105 économies économies économies économie de coût de 6,10 GBP Veuillez noter que la ligne du coût total n'est pas calculée directement à partir de la somme des éléments de coût. Elle prend également en considération la proportion de compteurs «crédit» et de compteurs à prépaiement. 118 Les coûts et les économies de coûts susmentionnés s’appliquent aux compteurs intelligents en fonction des hypothèses de modélisation de la mise en place. D’une manière générale, les visites sur place évitées représentent des bénéfices bruts de 128 millions GBP en valeur actuelle. 6.5.2.2 Réduction des demandes de renseignements et des frais généraux de service à la clientèle Les économies de coûts relatives aux centres d’appel sont le résultat d’une réduction des questions et réclamations concernant la facturation. Les compteurs intelligents signifieront la fin des factures estimées, ce qui devrait se traduire par une baisse de la demande auprès des centres d’appel pour les questions relatives à la facturation. Cette hypothèse n’a pas changé, et nous estimons cette économie de coûts à 2,20 GBP par compteur par an dans le cadre du scénario central (1,88 GBP pour la réduction des demandes de renseignements et 0,32 GBP pour la réduction des frais généraux de service à la clientèle). Cette estimation est conforme à l’hypothèse initiale développée par Mott MacDonald106, qui a été vérifiée par les fournisseurs au niveau global. Aucune nouvelle information n’a été recueillie et notre hypothèse s’appuie sur les estimations précédentes des fournisseurs selon lesquelles les volumes d’appels entrants pourraient diminuer d’environ 30 %, représentant une économie de 20 % sur les frais généraux des centres d’appel. Au total, un bénéfice brut de 49 millions GBP en valeur actuelle est escompté du fait de la réduction des volumes d’appels. 6.5.2.3 Coût du service de prépaiement L’analyse du secteur non domestique ne tient pas compte des compteurs à prépaiement dans les bâtiments à usage non domestique et, par conséquent, ne tient pas compte des bénéfices non domestiques générés par ces compteurs. 6.5.2.4 Gestion de la dette et changement à distance entre «crédit» et prépaiement Le comptage intelligent peut aider à éviter les dettes – à la fois pour les consommateurs et pour les fournisseurs – de plusieurs façons. Pour le consommateur, des informations sur la consommation d’énergie et les incidences en matière de coûts communiquées par l’intermédiaire de l’IHD peuvent aider à la gestion de la consommation et à la prise de conscience de ses coûts. Il peut être utilisé pour éviter les factures d’énergie importantes ainsi que le risque de dette en découlant. Pour les fournisseurs d’énergie, deux fonctionnalités essentielles donnent une impulsion aux bénéfices en matière de gestion de la dette. D’une part, des données de consommation plus fréquentes et plus précises, à des fins de facturation, permettront aux fournisseurs d’identifier les clients présentant un risque d’accumuler une dette rapidement et leur permettront d’examiner et d’approuver des mesures réactives. Le fournisseur pourrait, par exemple, fournir des conseils en matière d’efficacité énergétique afin de réduire les dépenses d’énergie ou bien proposer d’autres modalités de paiement ou de mettre au point avec le consommateur un plan de remboursement de la dette. Mott MacDonald, Appraisal of costs and benefits of smart meter roll out options [Évaluation des coûts et des bénéfices des différentes options pour la mise en place de compteurs intelligents ], avril 2008. 106 119 Des factures s’appuyant sur des relevés de compteur à distance, et donc sur la consommation d’énergie réelle, permettront également d’empêcher l’accumulation d’importants arriérés, les clients dans cette situation recevant une succession de factures estimées. Cela permettra également d’apporter des ajustements en temps plus opportun aux prélèvements automatiques, étant donné que les clients paient actuellement un montant mensuel/trimestriel forfaitaire et tout paiement excédentaire ou insuffisant est régularisé à la fin de l’année seulement. L’évitement de la dette (tant du point de vue du montant total des dépenses à acquitter que de celui de la durée pendant laquelle les clients sont endettés) réduit les besoins en fonds de roulement des fournisseurs. Étant donné que la fourniture de ce fonds de roulement n’est pas gratuite (il peut être utilisé ailleurs et entraîne donc des coûts d’opportunité), la réduction des besoins en fonds de roulement équivaut à une économie sur les coûts d’exploitation que les fournisseurs peuvent réaliser et répercuter en conséquence sur les consommateurs. Il existe des éléments indiquant que les coûts interentreprises, tels que les services publics, représentent une proportion importante de la structure des coûts des entreprises, et cette volatilité des coûts de l’énergie d’année en année est un problème pour les entreprises. Cela met en évidence l’importance des coûts de l’énergie pour les entreprises, ainsi que celle des facteurs augmentant le risque de dette. Bien qu’il n’existe pas de chiffres précis pour la dette énergétique dans le secteur non domestique, on peut cependant déduire, à partir des informations disponibles, que la dette énergétique est un problème. Les données provenant de Consumer Focus107indiquent que les interruptions de service dues aux dettes impayées sont en augmentation, ce qui démontre que la dette énergétique dans le secteur non domestique existe et entraîne des coûts pour les fournisseurs et des inconvénients pour les clients du secteur non domestique. Consumer Focus a adressé une demande de suivi aux fournisseurs, et nous allons examiner de nouveaux éléments de preuve lorsqu’ils seront disponibles. Nous prévoyons également que des éléments de preuve supplémentaires sur la dette dans le secteur non domestique seront bientôt disponibles dans le cadre du travail de l’Ofgem sur le secteur non domestique à l’issue de la consultation relative au Paquet de printemps. L’Ofgem a lancé une invitation aux fournisseurs à communiquer, tous les trimestres et de façon permanente, des données portant sur le nombre total d’interruptions de service et de compteurs à prépaiement installés dans le secteur non domestique, ce qui pourrait également fournir des éléments de preuve sur les problèmes de dette dans ce secteur. Le premier retour est attendu au premier semestre de 2012. Nous examinerons cet élément de preuve lorsqu’il sera disponible. Sur la base des estimations initialement produites par Mott MacDonald, et approuvées depuis par les fournisseurs d’énergie, nous évaluons les économies réalisées grâce à une meilleure gestion de la dette à 2,2 GBP par compteur par an, ce qui se traduit par un bénéfice en valeur actuelle de 44 millions GBP. 6.5.2.5 Économies liées au changement de fournisseur L’introduction des compteurs intelligents permettra une rationalisation des dispositions relatives à la gestion du processus de changement de fournisseur. Les équipes de dépannage employées pour résoudre les exceptions ou faire des 107 Consumer Focus, Small business, big price - Depth interviews with disconnected micro-business energy customers [Petite entreprise, prix fort - entretiens approfondis avec des micro-entreprises déconnectées des services d'énergie], mai 2011. 120 recherches sur les problèmes de données ne seront plus nécessaires. Les fournisseurs seront en mesure d’effectuer des relevés précis à la date du changement de fournisseur, supprimant le besoin d’assurer le suivi des relevés qui ne correspondent pas et réduisant les erreurs de facturation. Comme l’indique le point 3.3.2, le programme a adressé une large demande d’informations en 2010 afin de déterminer les coûts et les bénéfices escomptés dans le secteur de l’énergie grâce à la mise en place de compteurs intelligents et de la DCC. Les principales catégories de bénéfices examinés dans le cadre de cette demande d’informations concernent les changements de fournisseur, mais comprennent également des économies de coût résultant de la centralisation des fonctions d’enregistrement et d’agrégation des données. La demande d’informations portait sur des points de vue sur l’ampleur potentielle de ce bénéfice et sur la mesure dans laquelle les bénéfices sont subordonnés à la fourniture par la DCC d’un système centralisé d’enregistrement des fournisseurs, couvrant l’électricité et le gaz. Les fournisseurs ont été invités à estimer la valeur des bénéfices qui pourraient être réalisés et à présenter des observations sur les facteurs qui pourraient faire obstacle à la réalisation des bénéfices. Les estimations de bénéfices fournies ont porté aussi bien sur les bénéfices potentiels de la réduction de la complexité et des coûts associés à une activité d’interface avec un grand nombre d’agents d’enregistrement, lorsqu’un client change de fournisseur. Si une activité éventuelle de la DCC se traduisait par le transfert des fonctions des agents des fournisseurs à la DCC (par exemple l’agrégation de données), les fournisseurs étaient invités à évaluer les coûts qui seraient évités. Les opérateurs de réseau et les agents chargés des relevés ont été priés de fournir des éléments de preuve sur la mesure dans laquelle chaque option facilitera la réalisation des changements de fournisseur et des bénéfices connexes (par exemple les coûts évités liés au traitement des demandes d’informations relatives à l’enregistrement de la part des fournisseurs d’énergie). À la suite de l’analyse des réponses à la demande d’informations, nous prévoyons des bénéfices liés aux changements de fournisseur de 3,11 GBP par compteur intelligent par an si la DCC offre des services d’enregistrement et d’agrégation des données (prévus à partir de 2020, à des fins de modélisation.) Dans le cas où la DCC offre des services d’enregistrement (prévus à partir de 2018 à des fins de modélisation) des bénéfices de 2,22 GBP par compteur intelligent par an sont pris en considération. Après la date de lancement des services de la DCC à la fin de l’année 2015, des bénéfices de 1,58 GBP par compteur intelligent par an sont pris en considération. Avant la création de la DCC, les bénéfices sont estimés à 0,8 GBP par compteur par an. Au total, en valeur actuelle, les économies liées aux changements de fournisseur génèrent 68 millions GBP en bénéfices bruts. 6.5.2.6 Vol L’approche en matière de bénéfices liés à la diminution des vols est différente dans l’EI du secteur domestique et dans celle des PME. Aucun bénéfice lié à une réduction des vols n’est attribué à la mise en place dans l’EI des compteurs intelligents des PME, dans la mesure où nous estimons qu’aucun vol ne se produit dans le secteur non domestique. Il s’agit d’une approche prudente, et dans le cas où des vols se produiraient en réalité, la diminution éventuelle de ces derniers grâce à la mise en place de compteurs intelligents contribuerait à créer des bénéfices dans le secteur non domestique. 121 6.5.2.7 Déconnexion à distance La fonctionnalité du compteur qui est précisée dans les SMETS permettra l’activation ou la désactivation de l’approvisionnement en électricité et/ou en gaz. Les bénéfices directs associés à ces capacités sont les visites sur place évitées dans les cas où un opérateur agréé par le fournisseur est envoyé chez un client pour couper l’alimentation. Le nombre de cas de ce type par an est limité – les données de l’Ofgem pour 2011 indiquent que 1 250 interruptions des services d’électricité et de gaz ont eu lieu - mais sont potentiellement coûteux, car ils peuvent nécessiter l’intervention de plusieurs employés. L’Ofgem a introduit des modifications de licence dans le cadre du paquet de printemps de mesures réglementaires afin de renforcer les mesures de protection des consommateurs et il n’est pas prévu que le nombre d’interruptions de service augmentera du fait du passage aux compteurs intelligents. Le bénéfice pris en compte comprend seulement les économies sur les coûts d’exploitation réalisées grâce aux visites sur place évitées dans un nombre de cas estimé. Le bénéfice prévu par compteur par an est de 0,5 GBP, atteignant un bénéfice en valeur actuelle de 7 millions GBP sur la période d’évaluation. 6.5.3 Bénéfices pour le réseau Les hypothèses relatives aux bénéfices pour le réseau ont été mises au point en utilisant et en s’appuyant sur les informations communiquées par l’Ofgem. Étant donné qu’un certain nombre de bénéfices pour les réseaux ont un impact sur les activités réglementées, les examens de contrôle des prix et les systèmes d’incitation futurs devront tenir compte de l’évolution des marchés de l’énergie, y compris les modifications permises ou générées par le comptage intelligent. Les travaux réalisés récemment avec la Energy Networks Association (ENA) ont également apporté une preuve supplémentaire que les domaines recensés en matière de bénéfices pour le réseau sont réalistes. Nous continuerons à collaborer avec l’ENA pour poursuivre les essais et vérifier les hypothèses. 6.5.3.1 Pertes évitées pour les opérateurs de réseau Nous continuons de penser que les compteurs intelligents favorisent une réduction des pertes et que les bénéfices par compteur par an seront de 0,5 GBP pour l’électricité et de 0,1 GBP à 0,2 GBP pour le gaz. Il s’agit là d’une première évaluation de la série de bénéfices potentiels pour les opérations de réseau, initialement réalisée par Mott MacDonald. Le total des bénéfices bruts en valeur actuelle liés aux pertes évitées est de 87 millions GBP. 6.5.3.2 Détection des pannes et gestion des opérateurs de réseau de distribution d’électricité La mise à disposition d’informations détaillées sur les compteurs intelligents améliorera la gestion des pannes d’électricité et permettra une résolution plus efficace des défaillances des réseaux, après avoir atteint une masse critique de compteurs et la couverture géographique qui en résulte. Les bénéfices identifiés sont une réduction de l’énergie non desservie (minutes perdues pour les clients), une réduction des coûts d’exploitation pour corriger les défaillances et une réduction des appels vers les lignes de dépannage et d’urgence. 122 Nous avons supposé qu’une masse critique de compteurs intelligents était nécessaire pour permettre la réalisation de ces bénéfices. C’est pourquoi une couverture régionale suffisante est fournie pour identifier l’emplacement et l’étendue d’une panne. Compte tenu des informations actualisées sur la masse critique de compteurs requise telle que présentée dans l’EI de janvier 2013, les bénéfices sont considérés comme étant réalisés à partir de 2014, moment auquel plus d’un tiers des compteurs intelligents dotés de la fonctionnalité de détection des pannes108seront installés. Nous prévoyons également que la technologie de comptage intelligent entraînera des bénéfices liés aux pannes uniquement dans le système de réseau à basse tension. Cela est dû au fait que les autres systèmes au sein des réseaux d’électricité disposent déjà de systèmes de surveillance et de diagnostic sophistiqués. Certains bénéfices liés à la gestion des pannes ne reposent pas sur la capacité des différents compteurs à envoyer activement un message en cas de panne (notification de panne «positive»). Ce sont des bénéfices qui découlent de la capacité d’un opérateur de réseau de distribution à utiliser le système de comptage intelligent pour vérifier à distance l’alimentation de tout compteur dans le système. Si les compteurs ne peuvent pas envoyer un message pour signaler une panne, les opérateurs de réseau continueront de compter sur la notification non automatisée «traditionnelle» des pannes pour informer initialement de la présence d’un problème. Cette notification sera le plus souvent fournie par le client appelant l’opérateur de réseau pour l’informer de la panne. Toutefois, une fois l’opérateur de réseau de distribution informé d’un problème, la fonctionnalité du système de comptage intelligent lui permettrait de traiter la panne de façon plus efficace. Seuls ces bénéfices de base liés aux pannes ont été pris en compte dans l’EI de mars 2011. L’EI d’août 2011 et les versions consécutives ont augmenté les bénéfices escomptés pour tenir compte des économies de coût supplémentaires liées à la fonctionnalité de notification des pannes «positive». Les éléments individuels des bénéfices liés à la gestion des pannes pour les opérateurs de réseau sont décrits plus en détail ci-après: 1. Réduction des minutes perdues pour les clients Il s’agit des bénéfices pour les clients liés à la réduction des pannes dans la mesure où de meilleures informations provenant des compteurs intelligents permettront aux réseaux de mieux définir la nature, l’emplacement et l’étendue de l’incident et de prendre les mesures réactives les plus appropriées, entraînant un temps de réparation plus court. Les consommateurs ont un intérêt dans la réduction des temps de panne, dans le sens où cela minimise l’inconfort dû à l’absence d’électricité. Afin de calculer les bénéfices, nous avons estimé la réduction en minutes perdues pour les clients avec l’incitation par les prix moyenne en minutes perdues pour les clients dans le cadre de l’examen de contrôle des prix de distribution nº 5 (DPCR5), qui s’étend d’avril 2010 à 2015. Le taux d’incitation relatif aux minutes perdues pour les clients illustre la volonté des clients finaux de payer pour des améliorations de la qualité de la fourniture en ce qui concerne une réduction du nombre de minutes perdues. Il constitue en outre une partie du système d’incitation concernant l’ensemble des interruptions incitant les opérateurs de réseau à améliorer la qualité de leur service (l’autre partie étant le nombre d’interruptions survenues). Les entreprises de distribution gagnent des revenus supplémentaires si elles dépassent 108 Aucune exigence concernant la détection des pannes ne figurera dans la première version des SMETS et les premiers compteurs ne sont donc pas pris en compte dans la réalisation de la masse critique. 123 leur objectif en matière de minutes perdues pour les clients (si leur nombre de minutes perdues pour les clients pour l’année en question est inférieur à leur objectif pour cette année) et subissent une réduction des recettes si les performances dépassent leur objectif. Plusieurs méthodes sont disponibles permettant d’évaluer la qualité des améliorations de la fourniture pour les consommateurs, toutefois, en tant que mesure des bénéfices pour les opérateurs de réseau, ce chiffre semble le plus adéquat. Les éléments de preuve internationaux montrent toute une série de réductions potentiellement réalisables en matière d’énergie non distribuée, allant de 5 % à 35 %. Nous avons opté pour l’estimation prudente de 10 % de réduction des minutes perdues pour les clients dans le scénario de base, entraînant un bénéfice annuel de 0,35 GBP par compteur d’électricité. Cela reflète l’incertitude qui entoure les différences potentielles entre le Royaume-Uni et les pays où d’importants bénéfices ont été réalisés (par exemple, une densité de population plus élevée et des distances géographiques plus courtes entre les clients pourraient diminuer la marge de réduction des durées des pannes). Les bénéfices bruts en valeur actuelle liés à une réduction des minutes perdues pour le client sont de 7 millions GBP. 2. Réduction des coûts d’exploitation pour corriger les défaillances Il s’agit des économies opérationnelles pour les réseaux liées à la possibilité de mieux gérer les pannes. En effet, grâce à une notification plus précoce et de meilleures connaissances des causes probables, les équipes techniques peuvent être déployées de façon plus efficace et plus ciblée. En se fondant sur les informations fournies par l’Ofgem, présentant de manière détaillée le total des coûts liés à la réparation des pannes sur les réseaux à basse tension pour les opérateurs de réseau en 2008/2009, nous estimons un coût approximatif de 2 400 GBP par réparation de panne. Pour cette analyse, nous estimons que ces coûts pourraient être réduits de 10 %, compte tenu de la réduction des minutes perdues pour les clients, étant donné qu’une réparation des pannes plus rapide entraînera également un déploiement plus efficace des équipes techniques. Nous estimons donc que les salaires et le temps de travail sont les principaux moteurs des coûts liés à la réparation des pannes – cette approche ne tient pas compte de la réduction des coûts des équipements et du matériel. Le bénéfice pour les opérateurs de réseau s’élève à 0,66 GBP par compteur d’électricité par an. Le total des bénéfices bruts en valeur actuelle liés à la réduction des coûts de réparation des pannes est de 13 millions GBP. 3. Réduction des appels vers les lignes de dépannage et d’urgence À long terme, les clients seront convaincus que les réseaux sont informés des pannes grâce aux informations transmises par les compteurs intelligents. À court terme, nous envisageons une réduction du nombre d’appels auxquels il faut répondre grâce à la mise en place de messages automatisés informant les personnes qui appellent de la zone géographique concernée du temps de rétablissement prévu, messages facilités par des informations plus précises provenant des compteurs intelligents. Les éléments de preuve internationaux suggèrent que le nombre d’appels auxquels les réseaux doivent répondre en ce qui concerne les pannes peut être réduit jusqu’à 60 %. Au fil du temps, les clients seront plus confiants dans la capacité des réseaux 124 à détecter les pannes au moyen de la fonctionnalité fournie par les compteurs intelligents sans recevoir d’appel des clients pour fournir cette notification. Cela permettra aux opérateurs de réseau de limiter fortement les activités des centres d’appels. L’Ofgem a également fourni des données collectées pour son régime d’incitation en matière de qualité de service sur le nombre annuel total et le coût des appels vers les opérateurs de réseau au Royaume-Uni. . Pour le scénario de base, nous avons émis une hypothèse prudente en faveur d’une réduction de 15 %, ce qui se traduit par des bénéfices annuels de 0,12 GBP par compteur d’électricité. Le bénéfice brut en valeur actuelle lié à une réduction des appels est de 2 millions GBP. 6.5.3.3 Décisions d’investissement plus éclairées pour l’application du réseau d’électricité L’un des domaines de divergence entre l’analyse du secteur domestique et celle du secteur non domestique est la question des bénéfices liés aux décisions d’investissement plus éclairées. Étant donné que ces bénéfices sont réalisés dans l’ensemble de l’infrastructure du réseau d’électricité, la décision a été prise de les attribuer uniquement à la partie de l’analyse concernant le secteur domestique, afin d’indiquer qu’un état des lieux précis des besoins d’investissement peut être réalisé uniquement en examinant à la fois la demande domestique et la demande non domestique et en évitant le double comptage. 6.5.3.4 Coût évité des enquêtes sur des réclamations de clients concernant la qualité de la tension d’alimentation109 Grâce aux compteurs intelligents, les opérateurs de réseau d’électricité seront en mesure de contrôler la tension à distance, ce qui évite d’avoir à se rendre sur place pour enquêter sur les réclamations relatives à la tension. Les informations recueillies par l’Ofgem comprennent le nombre de notifications qui doivent faire l’objet d’une visite sur place. Pour le scénario de base, nous avons utilisé un coût par visite de 1 000 GBP, reflétant un coût par défaillance considérablement réduit (voir bénéfices liés à la gestion des pannes). L’estimation est basée sur les coûts de réparation des pannes pour les opérateurs de réseau, qui s’élèvent en moyenne à 2 400 GBP, mais qui impliqueront de localiser le problème, ce qui n’est pas le cas pour les enquêtes en matière de tension. Une enquête sur un problème de tension ne nécessite généralement pas d’envoyer plusieurs employés, ce qui fournit une raison supplémentaire pour actualiser le coût des défaillances. Nous estimons que ces visites seront superflues à l’avenir étant donné que la tension peut être surveillée à distance. Le bénéfice correspondant est de 0,14 GBP par compteur d’électricité par an, générant un bénéfice brut total en valeur actuelle de 1 million GBP. 109 Alors que le bénéfice lié aux décisions d'investissement plus éclairées est soumis à la même hypothèse de masse critique, on peut affirmer que les coûts évités liés aux enquêtes sur les réclamations concernant la tension ne dépendent pas d'une masse critique et seront réalisés pour la proportion de bâtiments dans lesquels un compteur intelligent a été installé. À des fins de modélisation, nous avons donc traduit les bénéfices identifiés en matière d'enquêtes sur la tension en bénéfices par compteur et les avons reliés au profil de mise en place. Cela suppose que les probabilités de rencontrer des problèmes de tension et d'avoir installé un compteur intelligent sont les mêmes dans chaque ménage au sein du système. 125 6.5.3.5 Bénéfices non quantifiés pour les opérateurs de réseaux de distribution Il existe également des bénéfices que nous ne sommes pas en mesure de quantifier à ce stade, mais qui se traduiront par des économies d’exploitation pour les opérateurs de réseau et une réduction des durées des pannes. La capacité de vérifier l’alimentation du compteur permettra également aux opérateurs de réseau de réaliser des économies d’exploitation. Cela leur permettra de s’assurer qu’une perte d’approvisionnement signalée est due à un problème chez le consommateur et non pas au sein du réseau (par exemple un fusible grillé). Un tel problème ne constituerait pas une panne telle que définie à des fins de réglementation par l’Ofgem, mais pourrait néanmoins entraîner des coûts d’investigation pour l’opérateur de réseau de distribution. Avec la possibilité de déterminer à distance si des bâtiments sont alimentés, les opérateurs de réseau peuvent éviter les interventions inutiles dans les cas où le problème du client n’est pas lié au réseau. Le programme de mise en place de compteurs intelligents et l’ENA continueront de s’efforcer d’établir si ces bénéfices peuvent être quantifiés à l’avenir. 6.5.4 Bénéfices liés au transfert de charge de l’électricité Les compteurs intelligents rendent possible des tarifs variables en fonction de l’heure et d’autres types de tarifs sophistiqués en enregistrant les heures auxquelles l’électricité est utilisée, permettant des communications dans les deux sens. Ces tarifs peuvent avoir un effet stimulant sur la réaction du côté de la demande, ou transfert de charge 110, ce qui peut potentiellement apporter des bénéfices considérables au système d’électricité. Il existe trois principaux types de tarifs qui peuvent avoir un effet stimulant sur la réaction du côté de la demande/le transfert de charge: Tarifs variables en fonction de l’heure statiques Les tarifs variables en fonction de l’heure statiques utilisent différents prix selon le moment de la journée, de manière à inciter les consommateurs à déplacer leur consommation d’énergie des heures pleines vers les heures creuses, permettant ainsi d’aplatir la courbe de la demande. Les tarifs variables en fonction de l’heure statiques ont des structures de prix fixes, qui ne varient pas en fonction des conditions de réseau en temps réel. L’exemple le plus simple est le tarif «economy 7» au Royaume-Uni. Tarifs variables en fonction de l’heure dynamiques Ils offrent aux consommateurs des prix variables en fonction des conditions de réseau – par exemple, au cours d’une période de grand vent, les consommateurs peuvent recevoir une alerte indiquant que l’électricité sera moins chère au cours des prochaines heures. Ce système pourrait inclure la tarification en période de pointe, qui, en règle générale, signale un prix plus élevé un jour à l’avance, pour un nombre préétabli de jours dans l’année 111ou bien une réduction en période de pointe, auquel cas une réduction est proposée au consommateur s’il réduit sa consommation d’énergie aux heures de pointe. D’autres tarifs pourraient également inclure une automatisation, par exemple au moyen de la commande à distance des appareils par une tierce partie ou 110 Nous utilisons ici indifféremment les termes réaction du côté de la demande et transfert de charge. Sustainability First, Smart Pre-payment in Great Britain & Smart Tariffs and households demand response for Great Britain, [Prépaiement intelligent en Grande-Bretagne et tarifs intelligents et réponse à la demande des ménages en Grande-Bretagne], 2010. 111 126 d’appareils programmables, et pourraient être influencés par des facteurs liés au prix ou extérieurs au prix (tels que les conditions de réseau). Bien que les tarifs variables en fonction de l’heure automatisés puissent présenter le plus gros potentiel en matière de transfert de charge, la volonté des consommateurs d’opter pour ces tarifs automatisés n’a pas encore été pleinement mise à l’essai, tandis que les exigences relatives aux communications et les protocoles de communication n’ont pas encore été pleinement évalués financièrement. L’approche suivie et les hypothèses sous-jacentes sur le transfert de charge ne sont pas modifiées. Nous examinons seulement le transfert de charge, lié aux tarifs variables en fonction de l’heure statiques, bien que nous reconnaissions qu’avec le temps, certains consommateurs pourraient opter pour des tarifs plus sophistiqués ayant le potentiel de réaliser des bénéfices plus importants. Pour estimer le montant des bénéfices liés au transfert de charge, nous calculons le transfert de charge potentiel (1), en évaluant le niveau d’adoption des tarifs variables en fonction de l’heure statiques jusqu’en 2030, (2) la charge discrétionnaire potentielle, et (3) le nombre de fois où la charge est effectivement transférée. Sur la base des éléments de preuve internationaux, nous prévoyons une utilisation des tarifs variables en fonction de l’heure statiques par 20 % des consommateurs (complétant le groupe existant utilisant le tarif «economy 7»), à partir de 2016. Les précédentes évaluations d’impact avaient considéré que le recours aux tarifs variables en fonction de l’heure statiques commencerait à apparaître dès lors que quelques compteurs intelligents seraient installés, à savoir en 2013. Nous avons révisé cette hypothèse, afin de pouvoir présenter une vision plus prudente du moment auquel les fournisseurs d’énergie sont susceptibles de commencer à proposer des tarifs variables en fonction de l’heure à leurs clients. Dans le secteur non domestique, la demande d’électricité provenant de l’éclairage, des services de restauration et de l’informatique offre généralement peu de souplesse, tandis que la demande d’électricité pour la production d’eau chaude, le chauffage, la climatisation, la ventilation et d’autres petites charges telles que la réfrigération et l’entreposage frigorifique procurent une certaine souplesse. Si elles ne correspondent pas complètement à la définition des bâtiments à usage non domestique aux fins de la mise en place de compteurs intelligents, les données statistiques du DECC fournissent la ventilation de la consommation d’énergie pour le secteur des services (DUKES, 2011). Ces données indiquent qu’aujourd’hui, 25 % de la consommation totale d’électricité dans le secteur des services provient du chauffage, de la climatisation et de la ventilation. En incluant le chauffage, la production d’eau chaude et d’autres utilisations, le pourcentage augmente pour atteindre 40 %, cependant, on ne peut pas considérer l’ensemble de cette demande comme étant totalement flexible. Au fil du temps, l’introduction de dispositifs intelligents et de pompes à chaleur avec une capacité de stockage, ainsi que l’expansion des points de charge des véhicules électriques, sont susceptibles d’augmenter le montant total de la charge qui peut être transférée à l’avenir. EA Technology 112estime une charge discrétionnaire des PME ascendante de l’ordre de 21 %, sur la base de la demande de chauffage et de refroidissement. L’Ofgem (2012) prévoit 113également un grand potentiel de transfert de charge dans le secteur non domestique. 112 En 2009, EA Technology a produit un rapport dans le cadre de la tâche 19 du programme de gestion de la demande d'énergie de l'Agence internationale de l'énergie et a communiqué les conclusions de ce rapport au DECC. 113 https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/57014/demand-side-response-non-domestic-sector.pdf 127 Compte tenu de ces éléments de preuve, nous estimons qu’aujourd’hui, le montant actuel de la charge discrétionnaire dans le secteur non domestique représente 20 % de la consommation totale en période de pointe. Étant donné que l’utilisation des véhicules électriques, des pompes à chaleur et des appareils intelligents sera probablement dictée par les politiques futures, nous prévoyons seulement, dans notre scénario central, une légère augmentation de l’utilisation et de la charge discrétionnaire (jusqu’à 24 % d’ici à 2030, par rapport à 20 % initialement) pour tenir compte de la croissance dans un scénario de statu quo (c’est-à-dire extérieure aux politiques) du nombre de voitures électriques (ministère des transports, 2008114) et de pompes à chaleur. Enfin, à court terme, nous prévoyons que les clients utilisant les tarifs variables en fonction de l’heure statiques ne transféreront qu’un tiers de la charge discrétionnaire en période de pointe qu’ils auraient pu effectivement transférer. Au fil du temps, nous pensons que le nombre de transferts de charge effectifs augmentera pour atteindre 50 % de la charge discrétionnaire disponible, sous l’effet de la consolidation du changement de comportement et de la familiarisation des clients avec la technologie, et du rôle d’autres facteurs tels que des différences de prix élevées et l’introduction de l’automatisation et d’appareils intelligents, éléments qui réduiraient le besoin d’une intervention active par le consommateur non domestique. Des sensibilités sont appliquées sur l’adoption à 10 % et 40 %, ainsi que sur la charge discrétionnaire potentielle disponible pour tenir compte de taux de pénétration plus élevés des véhicules électriques, de la croissance dans le domaine des pompes à chaleur avec capacité de stockage et de la mise en place d’appareils intelligents. Cela n’est pas pris en compte dans notre scénario central afin d’éviter de faire valoir des bénéfices liés à une évolution susceptible d’entraîner un coût supplémentaire dépassant le scénario du statu quo. À titre d’exemple, nous avons étudié deux scénarios de ce type 115qui examinent ces augmentations de charge discrétionnaire, entraînant des augmentations des bénéfices liés au transfert de charge de 17 millions GBP et 68 millions GBP, respectivement, au-delà des chiffres présentés dans les fiches synthétiques de l’EI. La méthode employée pour l’évaluation des bénéfices résultant du transfert de charge n’a pas été modifiée. Nous estimons les bénéfices liés au transfert de charge dans quatre domaines différents: 6.5.4.1 Économies des coûts de production marginaux à court terme liées au déplacement de la demande d’électricité Le transfert de charge peut créer des bénéfices pour les services publics, étant donné qu’il est possible, en moyenne, de produire de l’énergie à un coût moins élevé, générant une réduction des coûts de ressources pour l’économie dans son ensemble. Un certain nombre d’études (Ofgem, 2010; Faruqui & Sergici, 2009; ESMIG, 2011) constatent que des gains économiques sont possibles du fait de la différence entre les coûts en heures pleines et les coûts en heures creuses, étant 114 BERR et le ministère des transports, Investigation into the Scope for the Transport Sector to switch to Electric Vehicles and Plug-in Hybrid Vehicles [Enquête sur la latitude du secteur des transports pour adopter des véhicules électriques et des véhicules hybrides rechargeables], 2008. 115 Dans le scénario moyen, la pénétration des véhicules électriques est fondée sur les projections centrales de BERR et du ministère des transports (2008), tandis que le scénario élevé examine en outre la mise en place d'appareils intelligents et de pompes à chaleur, en se fondant sur les scénarios centraux de la pénétration des marchés de Kema (2010), du DECC (2009), ainsi que le scénario élevé de pénétration des véhicules électriques (BERR et ministère des transports, 2008). 128 donné que les centrales de production sont utilisées en suivant l’ordre ascendant des coûts marginaux à court terme. Si la charge est transférée d’une période de pointe à une période creuse, une économie sur le coût marginal à court terme sera réalisée étant donné qu’une quantité d’énergie donnée peut être produite à un coût de production moyen inférieur, minimisant les coûts liés à la production au sein du marché de gros en équilibrant la production et la demande d’une manière plus rentable. Les bénéfices bruts en valeur actuelle liés aux économies réalisées sur les coûts marginaux à court terme sont de 26 millions GBP. 6.5.4.2 Économies sur les investissements relatifs à la capacité de production liées au déplacement de la demande d’électricité Pour la production, le transfert de charge aurait pour conséquence une diminution de la marge de demande requise de la centrale de production (la différence entre la production utilisable et la demande escomptée, à savoir les capacités inutilisées), qui pourrait être réduite conformément à la réduction de la demande en période de pointe. Pour la production, nous utilisons l’investissement annuel sur les coûts de capacité grâce à un récent rapport de Mott MacDonald (2010) pour le DECC. À long terme, une fois que les centrales de production existantes ont été remplacées par de nouvelles capacités de production, l’inclusion des économies sur les investissements en matière de capacité et des économies sur les coûts marginaux à court terme supposerait une double comptabilisation des bénéfices. Toutefois, à court terme (c’est-à-dire jusqu’en 2030), les deux types de bénéfices utilisant la capacité existante de façon plus efficace et réduisant la nécessité d’investir dans des capacités de production futures seront réalisés. Les bénéfices escomptés en valeur actuelle sont de 23 millions GBP. 6.5.4.3 Économies sur les investissements en matière de capacité de réseau liées au déplacement de la demande d’électricité Une demande en période de pointe plus faible due à l’adoption attendue des tarifs variables en fonction de l’heure statiques signifie également que les investissements dans les réseaux peuvent être réduits, étant donné que les charges de pointe seront inférieures aux niveaux du statu quo. Si les consommateurs déplacent leur consommation vers les périodes creuses, une partie des investissements réalisés en capacités de production ne sera pas nécessaire, ce qui permettra de réaliser des économies pour les entreprises productrices d’énergie.116 Pour la distribution, nous utilisons le chiffre de l’exigence en matière d’investissement annuel extrait du DPCR5 117comme référence. Ce chiffre d’investissement de référence reflète les coûts de renforcement général imputables aux augmentations normales de la demande d’électricité des habitations118. Par conséquent, nous ne 116 Les chiffres de l'investissement en distribution proviennent de l'examen de contrôle des prix nº 5 de l'Ofgem. Notre stratégie d'estimation s'appuie sur une relation directe entre le transfert de charge de pointe et les bénéfices pour le réseau de distribution. Toutefois, l'Ofgem fait valoir que cette relation pourrait être exponentielle; ainsi, une telle approche est susceptible de sous-estimer les bénéfices (Ofgem, 2010). 117 Ce chiffre ne tient compte ni des investissements réalisés pour s'adapter à des quantités importantes de véhicules électriques et de pompes à chaleur, ni de la mise à niveau des points de sortie ou de la création de nouveaux points de sortie ou de nouvelles connexions de production. 118 Tous les cinq ans, l'Ofgem établit des contrôles des prix pour les 14 opérateurs de réseaux de distribution d'électricité. Les contrôles des prix établissent à la fois le montant total des recettes que chaque opérateur de réseau de distribution peut recueillir auprès des clients et incite les opérateurs de réseau de distribution à améliorer 129 tenons pas compte d’éventuels bénéfices supplémentaires réalisés grâce à des solutions plus réactives face à la demande afin de minimiser l’impact de pénétrations importantes de véhicules électriques et de véhicules hybrides rechargeables, solutions qui exigeraient que les opérateurs de réseaux de distribution disposent de données en temps réel. Les bénéfices escomptés en valeur actuelle sont de 1 million GBP. 6.5.4.4 Économies de carbone liées au déplacement de la demande d’électricité Certaines études (Sustainability First, 2010; Ofgem, 2010) montrent que le transfert de charge de pointe pourrait conduire, dans certains scénarios, à des économies de carbone, étant donné que le mix de production au cours de la période de pointe est en général plus intensif en carbone que celui des heures creuses. Nous estimons que, dans l’ensemble, la demande en période de pointe est en moyenne plus intensive en carbone que la demande en heures creuses, et, par conséquent, nous présentons des économies modestes liées à la réduction des coûts d’acquisition de permis SCEQE pour l’économie du Royaume-Uni, résultant d’un mix de production en moyenne moins intensif en carbone. Les réductions de carbone sont évaluées en respectant les directives IAG, avec des différences dans les facteurs d’émissions marginales entre la période de pointe et les heures creuses, soit respectivement, selon notre hypothèse, les émissions de charbon et de gaz, à 0,29 et 0,1 kg CO2/ kWh. Le bénéfice escompté en valeur actuelle est de 10 millions GBP. 6.5.5 Bénéfices liés au carbone et bénéfices dans l’ensemble du Royaume-Uni 6.5.5.1 Évaluation des coûts évités du carbone liés aux économies d’énergie Nous avons évalué les coûts évités du carbone liés aux économies d’énergie conformément aux directives gouvernementales. Nous déterminons également si la politique actuellement mise en place par le Royaume-Uni pour réduire les émissions de carbone par le biais de la mise en place de compteurs intelligents est rentable, ce qui est examiné de manière plus détaillée dans le bilan carbone (section 14.5). Pour l’électricité, les réductions de la consommation d’énergie auront pour effet que le Royaume-Uni achètera moins (ou vendra plus) de quotas du SCEQE. Dans notre analyse, cela représente une valeur actuelle (VA) d’environ 34 millions GBP. Pour le gaz, la valeur des économies de carbone réalisées grâce à une réduction de la consommation de gaz est calculée en utilisant les prix du carbone non négocié dans le cadre de la méthode d’évaluation du carbone du gouvernement. Cela correspond à une réduction nette des émissions mondiales de carbone représentant environ 371 millions GBP en VA. 6.5.5.2 Réduction des émissions de carbone Au cours de la période sur laquelle a porté l’EI, nous estimons que, du fait de la réduction de la consommation d’énergie, des réductions d’émissions de CO2 auront lieu dans les secteurs négocié et non négocié119. Le tableau ci-dessous présente les l'efficacité et la qualité de leur service. Dans le cadre de ce processus, le volume total des investissements nécessaires au cours de la prochaine période de contrôle des prix a également été fixé. 119 À noter que l'impact d'une réduction d'une tonne de CO2 dans le secteur négocié (électricité) est différent de celui d'une réduction d'une tonne de CO2 dans le secteur non négocié (gaz). Les réductions d'émissions du secteur négocié conduisent à une réduction des émissions de gaz à effet de serre sur le territoire du Royaume-Uni, mais ne 130 émissions de CO2 associées aux économies d’énergie dans le scénario central selon les différentes options. Tableau 6-7: Réductions des émissions de CO2 et économies d’énergie Économies réalisées grâce aux permis du SCEQE (en millions de tonnes d’équivalent CO2 économisé) – secteur négocié 2,30 Millions de tonnes de CO2 économisé – non négocié Coût du carbone évité - électricité (milliard GBP, VA) Coût du carbone évité – gaz (milliard GBP, VA) 7,98 0,03 0,37 6.5.6 Bénéfices en matière de qualité de l’air Conformément aux directives définies par le groupe interdépartemental sur les coûts et bénéfices en matière de qualité de l’air du ministère de l’environnement, de l’alimentation et des affaires rurales (Defra),120un bénéfice réalisé grâce aux améliorations de la qualité de l’air provenant de la réduction des émissions de polluants grâce aux économies d’énergie est estimé. Les améliorations de la qualité de l’air devraient produire, d’après nos estimations, des bénéfices de 26 millions GBP en valeur actuelle. 6.5.7 Bénéfices non quantifiés Voir la section Error! Reference source not found. dans la base de la preuve dans le secteur domestique pour un examen des bénéfices non quantifiés. Ils ne sont pas différents pour le secteur non domestique. constituent pas une réduction globale nette des émissions au niveau mondial, étant donné que les émissions seront transférées dans les pays membres dans le cadre du SCEQE. Le Royaume-Uni réalise une économie de coût en achetant moins de quotas d'émissions, mais ces quotas seront rachetés par d'autres États membres – la valeur totale à l'échelle européenne du «plafond» maximal sur les émissions ne change pas au cours de chaque phase du SCEQE. Les réductions d'émissions du secteur non négocié permettront de réduire à la fois les émissions du Royaume-Uni et les émissions mondiales. 120 Defra, Air quality appraisal-damage cost methodology [Méthodologie pour l'évaluation de la qualité de l'air - le calcul des coûts des dommages], février 2011. 131 7 Résultats dans le secteur non domestique 7.1 Coûts, bénéfices et VAN Les résultats ci-après sont obtenus au moyen d’un modèle d’estimation des coûts et bénéfices utilisant les hypothèses décrites ci-dessus. Dans le modèle, les coûts initiaux sont convertis en rente soit au cours de la durée de vie de l’actif, soit au cours de la période 2013-2030. Les données relatives au coût sont ajustées en fonction des risques, c’est-à-dire qu’elles ont été ajustées pour tenir compte du biais optimiste lorsqu’il y a lieu (voir le point 7.3.1 sur le risque). Nous avons appliqué une analyse de sensibilité aux bénéfices et nous présentons les bénéfices en termes de scénarios faible, central et élevé (voir le point 7.3.2). Le Error! Reference source not found. montre l’impact des compteurs intelligents sur les factures d’énergie pour les clients du secteur non domestique. Ces mesures s’appuient sur la modélisation du DECC concernant les prix de l’énergie pour estimer l’impact sur les factures d’énergie à usage non domestique, en termes de liquidités, du déploiement des compteurs intelligents. L’année de référence de l’analyse est 2013. Les informations relatives aux coûts et bénéfices sont toutefois prises en compte en prix réels de 2011. Tableau 7-1: Coûts et bénéfices totaux Coûts totaux milliard GBP Bénéfices totaux milliard GBP 0,46 2,33 Valeur actuelle nette milliard GBP 1,88 Tableau 7-2: Bénéfices pour le consommateur et le fournisseur Bénéfices pour le consommateur milliard GBP Bénéfices pour les entreprises milliard GBP 1,44 0,46 Bénéfices à l’échelle du Royaume-Uni milliard GBP 0,44 Bénéfices totaux milliard GBP 2,33 Tableau 7-3: Estimations faible, centrale et élevée Coûts totaux milliard GBP 0,46 (+/- 0,0004)121 Bénéfices totaux milliard GBP Faibl Central Élevé e 1,64 2,33 3,02 121 Valeur actuelle nette milliard GBP Faible Central Élevé 1,18 1,88 2,56 Les coûts totaux évoluent de façon marginale avec des changements dans le scénario des bénéfices. Les valeurs actuelles nettes indiquées ici sont celles qui sont produites par le modèle et tiennent compte des variations marginales des coûts. 132 Tableau 7-4: Bénéfices Bénéfices pour le consommateur milliard GBP Bénéfices pour les entreprises milliard GBP L C H L C H 0,92 1,44 1,93 0,40 0,46 0,53 Bénéfices à l’échelle du Royaume-Uni milliard GBP C L H 0,32 0,44 0,56 Le rapport bénéfices/coûts, qui est un bon indicateur de la rentabilité de cette politique, est chiffré à 5,1 dans le scénario central, avec une valeur de 6,6 dans le scénario élevé et de 3,6 dans le scénario faible. 7.2 Impacts en termes de répartition 7.2.1 Incidences des compteurs intelligents/avancés sur les factures d’énergie à usage non domestique Nous prévoyons que les coûts pour les fournisseurs d’énergie seront recouvrés au travers de l’augmentation des prix de l’énergie, même si les bénéfices pour les fournisseurs et les réseaux seront également répercutés sur les consommateurs122. Les résultats ci-après illustrent l’impact moyen sur les factures d’énergie des installations doubles dans le secteur non domestique en Grande-Bretagne. Des variations sont prévues entre les bâtiments à usage non domestique en fonction de la quantité d’énergie qu’ils économisent et dans la façon dont les fournisseurs décident de répercuter les coûts. Les résultats montrent des réductions à long terme des factures d’énergie pour les consommateurs. D’ici à 2020, une fois la mise en place achevée, nous prévoyons des économies sur les factures d’énergie pour le client moyen du secteur non domestique disposant d’une installation double d’environ 200 millions GBP par an. À court terme, les coûts de transition de la mise en place seront répercutés sur les consommateurs, et les économies d’énergie seront réalisées uniquement par les clients qui ont déjà reçu un compteur intelligent. Nous estimons une réduction moyenne du montant des factures d’environ 43 GBP d’ici à 2015; 200 GBP d’ici à 2020 et 174 GBP d’ici à 2030. Le Error! Reference source not found. montre un impact supplémentaire sur les factures généré par les compteurs intelligents et avancés qui n’auraient pas été installés en l’absence d’obligation. À partir de 2020, les incidences sur les factures, devraient, selon les estimations, être réduites, étant donné que, dans l’option contrefactuelle, le déploiement de compteurs intelligents et avancés devrait augmenter progressivement d’ici à 2030. Les économies réalisées sur les factures liées au déploiement dans la situation contrefactuelle auraient été réalisées de toute façon et sont donc déduites des réductions sur les factures présentées ici. 122 Pour cette analyse, nous avons supposé que les fournisseurs et les réseaux répercutent 100 % des coûts (y compris les coûts des actifs irrécupérables) et des bénéfices sur les consommateurs en raison de la pression exercée par le marché concurrentiel et le régime réglementaire, respectivement. 133 Tableau 7-5: Impact sur le montant moyen des factures d’énergie à usage non domestique pour un client disposant d’une installation double (GBP, réels 2012) 2015 2020 2025 2030 Impact sur les factures pour les installations doubles dans le secteur non domestique, GBP -43 -200 -184 -174 Les incidences sur les prix des compteurs intelligents dans le secteur non domestique sont décrites en détail dans le Error! Reference source not found. ciaprès. L’impact sur les prix par unité d’énergie (à savoir l’impact avant la prise en compte des économies d’énergie) devrait être positif au cours de la période de mise en place massive. Une fois la mise en place massive achevée, les économies de coûts réalisées par les entreprises d’énergie grâce à la mise en place devraient l’emporter sur les coûts totaux, ce qui se traduira par un impact sur les prix presque neutre en 2024 et négatif à partir de 2025. Tableau 7-6: Incidences en matière de prix sur les factures d’énergie à usage non domestique - tous les compteurs intelligents et avancés (GBP, réels 2012) Année 2015 2020 2025 2030 Électricité impact sur les prix (GBP/MWh) (TVA comprise) 0,04 0,17 -0,06 -0,39 Gaz impact sur les prix (GBP/MWh) (TVA comprise) 0,01 0,06 -0,02 -0,15 S’agissant du calcul des prévisions d’impact sur les factures dans le secteur domestique, nous avons exclu les coûts des actifs irrécupérables de ce calcul, alors que l’obligation imposée par le gouvernement ne produira pas d’impact sur les coûts des compteurs traditionnels qui ont déjà été installés. L’approche consistant à considérer que les coûts (et les économies de coûts) encourus par d’autres acteurs du marché de l’énergie sont totalement répercutés sur les consommateurs n’a pas changé. Compte tenu des incitations sur la compétitivité et des incitations réglementaires, nous prévoyons que tous les coûts et services de coûts seront répercutés sur les clients. Il s’agit notamment des réseaux (pertes, meilleure gestion des interruptions), de la production et de la transmission (transfert de charge) et autres acteurs de l’industrie (rationalisation des changements de fournisseur). Il est important de noter qu’il peut exister d’autres impacts sur les factures des consommateurs pour les clients qui tirent parti des écarts de prix heures pleines/heures creuses permis par les tarifs intelligents et optent pour les tarifs variables en fonction de l’heure. Ces impacts en termes de répartition n’ont pas été inclus dans le calcul ci-dessus. 134 7.2.2 Coûts des actifs irrécupérables Tel que décrit à la section 4.2, lorsqu’un compteur traditionnel est remplacé par un compteur intelligent avant la fin de sa durée de vie économique, une proportion de la valeur du compteur traditionnel est perdue étant donné que le compteur ne remplit plus sa fonction prévue. Si cela signifie que les coûts liés à un investissement réalisé dans le passé sont toujours engagés, sans apporter de bénéfices, cela ne signifie pas toutefois qu’il existe des coûts supplémentaires résultant de la mise en place de compteurs intelligents. Les coûts sont irrécouvrables et sont supportés à la fois dans la situation contrefactuelle et dans le scénario de la politique. La valeur non réalisée des compteurs traditionnels qui sont remplacés par des compteurs intelligents avant la fin de leur durée de vie économique n’est pas examinée dans l’un quelconque des rapports coûts-bénéfices présentés dans le présent document. Cependant, afin de donner une idée de l’ampleur de la valeur non réalisée, certaines hypothèses de modélisation ont été émises pour déterminer un chiffre quantifiable. Ces hypothèses sont les suivantes: la valeur du compteur est fondée sur le coût de remplacement d’un compteur de base; pour les actifs fournis par les opérateurs de compteurs commerciaux, les coûts des actifs irrécupérables comprennent une marge bénéficiaire et des coûts d’installation convertis en rente dans la mesure où ceux-ci sont inclus dans les frais de compteurs annuels; les coûts des actifs irrécupérables des compteurs fournis par le réseau national comprennent 50 % des coûts d’installation convertis en rente pour tenir compte du fait qu’avant l’année 2000, les coûts d’installation étaient convertis en rente dans les frais du compteur, tandis qu’après l’année 2000 l’installation était payée au comptant; les recertifications de compteurs continuent au cours de la période de déploiement. De plus, pour l’évaluation économique, nous supposons qu’il n’y a aucune tentative pour minimiser la valeur de l’actif non réalisée au cours de la phase de mise en place en évitant le remplacement prématuré des compteurs qui atteindront la fin de leur durée de vie au cours de la mise en place. Une fois que les compteurs qui ont atteint la fin de leur durée de vie au cours d’une année donnée ont été remplacés, nous supposons que l’âge des compteurs qui ont également été remplacés cette année est l’âge moyen des compteurs existants restants (y compris les compteurs qui sont remplacés de manière prématurée avant d’avoir atteint la fin de leur durée de vie au cours de la période de mise en place). Toutes choses étant égales par ailleurs (par exemple, les nombres de nouvelles installations de compteurs annuelles, les loyers, les taux d’actualisation), les fournisseurs ne devraient pas établir des priorités quant au remplacement sur la base de l’âge du compteur. Cela peut entraîner une surestimation des coûts des actifs irrécupérables dans la mesure où des mesures incitatives commerciales pourraient conduire les fournisseurs à déployer une stratégie de remplacement plus ciblée. Nous estimons les coûts des actifs irrécupérables à 55 millions GBP en valeur actuelle. 135 7.2.3 Amélioration de la réglementation et impact net pour les entreprises (EANCB - coût net annuel équivalent pour les entreprises) Un entrant, un sortant Pour le calcul du montant du coût net annuel équivalent pour les entreprises, les économies d’énergie réalisées par les clients du secteur non domestique ne sont pas considérés comme des bénéfices directs. Les coûts de la fourniture des moyens techniques nécessaires pour réaliser des économies d’énergie (à savoir les compteurs intelligents et les IHD) sont compris dans les considérations de coûts de la règle du «un entrant, un sortant». Selon cette approche, et dans les secteurs domestique et non domestique, le coût net annuel équivalent pour les entreprises est de 36 millions GBP. La valeur des coûts des actifs irrécupérables n’est pas incluse dans ce calcul étant donné qu’il s’agit de coûts encourus à la fois dans la situation contrefactuelle et dans le scénario de la politique, et qu’ils ne découlent donc pas de la réglementation en matière de comptage intelligent. Charges administratives La politique en matière de compteurs intelligents n’impose pas de charges administratives supplémentaires significatives pour les entreprises. La notification des clients concernant des visites prévues pour installer ou enlever un compteur est considérée comme une bonne pratique commerciale et permet de garantir l’accès au bâtiment, elle ne peut donc pas être considérée comme une charge pour les entreprises découlant de la mise en place. À la suite de la présentation des éléments de preuve détaillés provenant des fournisseurs d’énergie, cette approche méthodologique a été convenue avec le programme «Better Regulation Executive» (BRE). La mise en place de compteurs intelligents avancera le remplacement de l’équipement de comptage, ainsi que les notifications aux clients de ces visites prévues. Cet effet potentiel demeure non quantifié dans cette évaluation d’impact. Une charge administrative limitée, liée à l’obligation de communiquer des données à des fins de suivi et d’évaluation, a été identifiée. Le montant s’élève à 1 million GBP, d’ici à 2020 et est décrit plus en détail dans la section 3.3.8. Ce coût a été entièrement alloué à l’analyse domestique. Le programme a pris plusieurs autres décisions de politique générale en mettant l’accent sur le maintien d’un coût faible lié à la mise en œuvre de la politique en matière de compteurs intelligents pour les entreprises. Avant la création de la DCC, aucun objectif ne sera fixé en ce qui concerne le nombre de compteurs que les fournisseurs doivent installer, ce qui leur permettra de prendre des décisions basées sur des considérations commerciales et sans avoir à s’acquitter d’une obligation. De même, la décision a été prise de fournir aux PME la liberté de choix en ce qui concerne la participation à la DCC au lieu de la rendre obligatoire. Encore une fois, cela permettra aux entreprises d’être en mesure de réduire leurs coûts de mise en conformité en décidant de leur approche préférée fondée sur des considérations commerciales. Clauses de terminaison ou de révision réglementaire Nous avons examiné le cas de l’extinction des interventions réglementaires requises pour le comptage intelligent. Ces interventions sont destinées à mettre en place des structures durables pour une fourniture et une exploitation efficaces des compteurs intelligents et, à ce titre, ne sont pas candidates à des clauses d’extinction. En particulier, l’interopérabilité de l’équipement déployé par différents fournisseurs ne 136 peut pas être appelée à devenir une norme à un moment donné à l’avenir et l’extinction n’est donc pas appropriée. Le DECC examinera régulièrement tous les règlements relatifs aux compteurs intelligents à mesure que la politique se développe – comme le prévoit la section 13, le programme s’est engagé à l’égard d’un processus d’examen et d’évaluation complet, au cours de l’étape de Fondation tout comme à la fin de la mise en place principale. 7.3 Risques 7.3.1 Coûts: Réduction des risques et biais optimiste La mise en place de compteurs intelligents sera un important exercice d’acquisition et de livraison. Le projet s’échelonnera sur plusieurs années et présentera un défi majeur sur le plan technique et logistique. De l’avis général, les parties prenantes ne prévoient pas explicitement d’allocations pour un biais optimiste dans les estimations qu’elles fournissent pour les opérations d’achat. En demandant des soumissions avant l’appel d’offres pour divers types d’équipement, les fournisseurs révèlent les coûts probables des éléments du comptage intelligent et, par conséquent, aucun ajustement supplémentaire n’est nécessaire. Toutefois, dans le passé, des contrats d’infrastructures et de technologies de l’information importants ont souvent été touchés par un excès d’optimisme et ont considérablement dépassé le budget, de sorte que nous avons ajusté les estimations pour tenir compte du biais optimiste, conformément aux directives fournies dans le vivre vert de HMT. Après la publication de l’EI d’avril 2008, il a été reconnu que beaucoup restait à faire concernant le traitement du risque pour les coûts d’une mise en place des compteurs intelligents à l’échelle du Royaume-Uni. La société Baringa Partners123a été chargée d’examiner ces questions, et en particulier de fournir: une évaluation des éléments de preuve internationaux et nationaux disponibles; la mise au point d’une matrice des risques fondée sur l’identification des principaux risques, de leurs incidences potentielles et des mesures d’atténuation; l’évaluation de la sensibilité de ces risques au modèle de marché et à la durée de la phase de mise en place; l’évaluation du traitement du risque dans l’EI d’avril 2008; et pour formuler des recommandations, compte tenu de ce qui précède. Il en a résulté une approche révisée en matière de biais optimiste qui a été énoncée pour la première fois dans l’EI de mai 2009. Conformément aux directives de HM Treasury, l’application des ajustements pour tenir compte du biais optimiste et des allocations de risque devrait être examinée à mesure que la certitude s’accroît, et que des éléments de preuve sont identifiés. L’un de ces moments clés, dans le cas des compteurs intelligents, a été l’attribution des marchés et de la licence de la DCC en septembre 2013. C’est pourquoi nous avons entrepris d’examiner le traitement des risques et l’application des facteurs de biais optimiste dans les zones où l’attribution des marchés augmente considérablement la certitude sur les coûts (et bénéfices) de la solution. Étant donné que les données sur Baringa Partners, ‘Smart Meter Roll Out: Risk and Optimism Bias Project’, [Mise en place de compteurs intelligents: prévisions en matière de risque et de biais optimiste], 2009. 123 137 les prix recueillies à partir des processus de passation des marchés sont bien établies et contractuelles, tout facteur de biais optimiste précédemment appliqué aux coûts de capital des fournisseurs de services de communication et de données, y compris le système de communications, a été supprimé. Le Error! Reference source not found. tient compte des facteurs de biais optimiste actualisés appliqués dans cette EI: Tableau 7-7: Facteurs de biais optimiste Facteur de biais optimiste 15 % 15 % IHD Compteur intelligent Risque lié à l’installation et risque commercial Dépenses en capital relatives aux technologies de l’information de l’industrie de l’énergie Dépenses d’exploitation relatives aux technologies de l’information de l’industrie de l’énergie 20 % 10 % 10 % Des facteurs d’augmentation des coûts sont également appliqués aux compteurs déployés au début de l’étape de fondation. Ces facteurs sont présentés à la section Error! Reference source not found.. Des informations plus détaillées sur le biais optimiste et la façon dont il est appliqué sont disponibles sur le site Web de HM Treasury dans les directives du livre vert124. Dans l’ensemble, le coût total qui est ajouté à l’évaluation des secteurs domestique et non domestique du fait de l’application d’un biais optimiste et d’autres augmentations de coût est toujours élevé dans la présente évaluation d’impact (environ 1,5 milliard GBP). Les principaux domaines dans lesquels des facteurs de biais optimiste et d’augmentation des coûts subsistent sont l’installation, l’équipement de comptage, le traitement des coûts au cours de la fondation et les coûts de mise en place supplémentaires liés à des taux d’installation élevés. 7.3.2 Bénéfices: analyse de sensibilité 124 https://www.gov.uk/government/publications/the-green-book-appraisal-and-evaluation-in-central-governent 138 Une analyse de sensibilité a été appliquée aux principaux éléments des bénéfices. Nous appliquons les sensibilités suivantes aux hypothèses en matière de bénéfices: Tableau 7-8: Analyse de sensibilité pour les bénéfices Bénéfices faibles Bénéfices pour le consommateur Économies d’énergie électricité Économies d’énergie gaz Économies d’énergie gaz prépaiement Bénéfices pour les entreprises Bénéfices pour les fournisseurs Visite sur place évitée Économies relatives aux centres d’appels Frais évités liés au changement de fournisseur prépaiement Réduction des vols Bénéfices pour le réseau Investissement évité lié aux tarifs variables en fonction de l’heure (distribution/transmission) Réduction des minutes perdues pour les clients Économies d’exploitation liées à la réparation des pannes Décisions d’investissement plus éclairées en matière d’application Enquêtes évitées sur des réclamations concernant la tension Réduction des appels de notification des pannes Bénéfices pour la production Économies réalisées sur les coûts marginaux à court terme grâce aux tarifs variables en fonction de l’heure Investissement évité grâce aux tarifs variables en fonction de l’heure (production) 1,5 % 3,5 % 0,3 % coût de visite sous-jacent + 8% 1,9 GBP 30 % Bénéfices centraux 2,8 % 4,5 % 0,5 % coût de visite sous-jacent 2,2 GBP 40 % Bénéfices élevés 4,0 % 5,5 % 1,0 % coût de visite sous-jacent 8% 2,5 GBP 50 % 5% 10 % 15 % 10 % 20 % 40 % 2% 10 % 15 % 3% 10 % 15 % 3% 5% 10 % 500 GBP 1 000 GBP 1 493 GBP 5% 15 % 20 % 10 % 20 % 40 % 10 % 20 % 40 % Il convient de noter que les économies d’énergie ont une incidence sur le coût total pour chaque option du fait de la consommation d’énergie par les dispositifs, mais les effets sont minimes. Le tableau 7-9 présente les résultats de l’application des fourchettes de sensibilité présentées dans le tableau 7-8 à chaque hypothèse en matière de bénéfice. 139 Tableau 7-9: VA des différents éléments de bénéfice au terme de l’analyse de sensibilité million GBP Bénéfices pour le consommateur Économies d’énergie électricité Économies d’énergie gaz Bénéfices pour les entreprises Bénéfices pour les fournisseurs Visite sur place évitée Économies relatives aux centres d’appels Frais évités liés au changement de fournisseur prépaiement Réduction des vols Bénéfices pour le réseau Investissement évité lié aux tarifs variables en fonction de l’heure (distribution/transmission) Réduction des minutes perdues pour les clients Économies d’exploitation liées à la réparation des pannes Décisions d’investissement plus éclairées en matière d’application Enquêtes évitées sur des réclamations concernant la tension Réduction des appels de notification des pannes Bénéfices pour la production Économies réalisées sur les coûts marginaux à court terme grâce aux tarifs variables en fonction de l’heure Investissement évité lié aux tarifs variables en fonction de l’heure (production) Bénéfices faibles Bénéfices centraux Bénéfices élevés 320 GBP 596 GBP 653 GBP 779 GBP 960 GBP 962 GBP 117 GBP 43 GBP 128 GBP 49 GBP 138 GBP 55 GBP 0 GBP 0 GBP 0 GBP 0 GBP 0 GBP 0 GBP 1 GBP 1 GBP 2 GBP 1 GBP 7 GBP 11 GBP 3 GBP 13 GBP 19 GBP 0 GBP 0 GBP 0 GBP 0 GBP 1 GBP 1 GBP 1 GBP 2 GBP 3 GBP 14 GBP 26 GBP 51 GBP 12 GBP 23 GBP 44 GBP 140 8 Résultats détaillés du secteur non domestique Tableau 8-1: Résultats détaillés du secteur non domestique obtenus en utilisant le modèle (en millions de livres sterling) pour le scénario central Coûts totaux Coûts dans le bâtiment Compteurs et IHD Installation de compteurs Exploitation et maintenance des compteurs Équipement de communication dans le bâtiment Coûts liés à la DCC Licence de la DCC Services de données Coûts d’exploitation des services de communication Coûts du système pour les fournisseurs et les autres participants Dépenses en capital des fournisseurs Dépenses d’exploitation des fournisseurs Dépenses en capital de l’industrie Dépenses d’exploitation de l’industrie Autres coûts Énergie Élimination 33 59 Bénéfices totaux Bénéfices pour le consommateur Économies d’énergie Microgénération Bénéfices pour Bénéfices pour les fournisseurs les entreprises Visites sur place évitées 38 38 Demandes de renseignements Frais généraux de services à la clientèle Gestion de la dette Frais évités liés au changement de fournisseur prépaiement - (Dé)connexion à distance 24 Réduction des vols Changements de fournisseur Bénéfices pour le réseau Réduction des pertes Investissement évité lié aux tarifs variables en fonction de l’heure (distribution/transmission) Réduction des minutes perdues pour les clients Économies d’exploitation liées à la réparation des pannes Décisions d’investissement plus éclairées en matière d’application Enquêtes évitées sur des réclamations concernant la tension Réduction des appels de notification des pannes Bénéfices pour la production Économies réalisées sur les coûts marginaux à court terme grâce aux tarifs variables en fonction de l’heure Investissement évité lié aux tarifs variables en fonction de 27 2 Inefficacité des relevés sur place 5 Juridiques et organisationnels - Commercialisation VAN 457 395 196 107 1 877 141 2 333 1 437 1 431 6 295 128 42 7 44 7 68 112 87 1 7 13 1 2 49 26 23 l’heure (production) Bénéfices à l’échelle du Royaume-Uni 440 Réduction de CO2 à l’échelle mondiale Bénéfices SCEQE liés à la réduction de la consommation d’énergie Bénéfices SCEQE liés aux tarifs variables en fonction de l’heure Qualité de l’air 142 371 34 10 26 PARTIE D: Informations générales 143 9 Application La politique décrite dans la présente EI sera mise en œuvre au moyen de règlements, par exemple des obligations en matière de licence. De nouvelles exigences en matière de licence seraient appliquées de la même manière que les obligations en matière de licence existantes – par l’Ofgem en tant qu’organisme de contrôle des marchés du gaz et de l’électricité. L’Ofgem a le pouvoir d’enquêter sur toute entreprise d’énergie titulaire d’une licence s’il a des raisons de croire que cette entreprise pourrait enfreindre les conditions de sa licence (y compris les dispositions en matière de protection des consommateurs) ou qu’elle pourrait agir de manière anticoncurrentielle, et il dispose de pouvoirs d’exécution. L’Office of Fair Trading dispose également de plusieurs autres pouvoirs d’exécution en ce qui concerne la protection des consommateurs. Le moment venu, il est prévu que la gouvernance des SMETS soit transférée vers le smart energy code (SEC). Le SEC sera un contrat multilatéral, et les parties au SEC auront le droit de prendre des mesures d’exécution à l’encontre d’autres parties si elles ne respectent pas les obligations qui leur incombent en vertu dudit code. Le SEC comprendra aussi des modalités de règlement des litiges, en indiquant par exemple les questions pour lesquelles les parties ont la possibilité de demander un arbitrage et les questions qui sont soumises à la décision de l’Ofgem. 10 Recommandation – prochaines étapes Le gouvernement a soumis, et prévoit de continuer à soumettre, les conditions de licence au Parlement, conformément à l’article 89 de la loi de 2008 sur l’énergie. Le gouvernement notifiera également les SMETS 2 à la Commission européenne, en application de la directive relative aux normes et réglementations techniques. Après notification à la Commission, une période de statu quo de trois mois minimum s’appliquera, au cours de laquelle le projet de mesures ne peut pas être adopté; cette période peut être prolongée si la Commission ou un État membre estime que le cahier des charges représente un obstacle majeur au commerce. 11 Mise en œuvre L’approche de mise en œuvre est exposée dans le document de réponse du gouvernement qui a été publié en mars 2011125. 12 Suivi et évaluation Le gouvernement a publié sa stratégie relative au programme de compteurs intelligents et sa consultation sur les exigences en matière d’informations pour le suivi et l’évaluation en mai 2012. Ce texte, qui expose ses plans pour le suivi et l’évaluation au cours des étapes de fondation et de mise en place massive, a permis d’identifier les exigences pertinentes en matière de données. Dans le cas où ces exigences en matière de données entraînent d’imposer de nouvelles obligations aux fournisseurs ou aux opérateurs de réseau, le gouvernement a procédé à des 125 https://www.gov.uk/government/consultations/delivering-smart-meters-to-homes-and-businesses 144 consultations sur le projet de conditions de licence. La présente section donne un aperçu général de notre approche. La réponse du gouvernement à la consultation ainsi que les conditions de licence définitives ont été publiées en décembre 2012126. Voir également la section Error! Reference source not found. concernant les plans pour un suivi de la mise en œuvre. Le programme permettra de recueillir des informations de suivi et d’autres informations en vue de: veiller à ce que des éléments de preuve suffisants au sujet des impacts sur les consommateurs et de l’efficacité des différentes approches en matière d’engagement des consommateurs soient disponibles, pour informer du développement en cours de l’approche en matière d’engagement des consommateurs; contrôler la capacité et la volonté des acteurs de l’industrie à s’acquitter de leurs obligations en matière de mise en place; suivre les progrès accomplis en vue de son achèvement; faire le bilan de l’ensemble des coûts et bénéfices attribuables aux compteurs intelligents et informer sur les mesures visant à optimiser la réalisation des bénéfices. Il est prévu que plusieurs types d’informations et de données seront requis, notamment: les données relatives aux installations de compteurs intelligents, recueillies par les fournisseurs et déclarées trimestriellement; les rapports annuels établis par les fournisseurs sur les plans de mise en place et les progrès accomplis à ce jour; les données relatives aux coûts et bénéfices attribuables au programme provenant des fournisseurs (et éventuellement à l’avenir de la DCC); d’autres données relatives aux compteurs intelligents recueillies par le DECC, y compris des enquêtes auprès des consommateurs et en liaison avec d’autres ensembles de données gouvernementaux; des sources de données plus larges que celles recueillies par l’Ofgem, par exemple, mais utilisées aux fins du suivi et de l’évaluation. Nous avons tenu des consultations sur les propositions relatives à la collecte de données dans les trois premières catégories en utilisant les pouvoirs de collecte d’informations énoncés dans la section 88 de la loi de 2011 sur l’énergie, et les conditions de licence pour leur donner effet ont déjà été publiées. Les résultats des programmes de pilotage et des expériences devraient également guider le suivi et l’évaluation de la mise en place. Il s’agit de projets pilotes déjà réalisés, tels que l’EDRP, et les projets pilotes et les expériences exécutés au cours de l’étape de Fondation. Les résultats du suivi et de l’évaluation seront publiés par le gouvernement comme suit: Un rapport annuel de suivi rassemblera des données et des informations recueillies auprès des fournisseurs et d’autres sources, et comprendra un compte rendu des progrès accomplis, des plans, des coûts et des bénéfices. Le contenu précis s’accumulera au fil du temps. Les indicateurs clés seront mis à jour trimestriellement. 126 https://www.gov.uk/government/consultations/information-requirements-for-monitoring-and-evaluation-of-smartmeters 145 Les rapports d’évaluation, y compris les résultats d’un projet d’apprentissage précoce qui fourniront une analyse préliminaire des progrès qui ont été réalisés à ce jour en matière de bénéfices apportés aux consommateurs, en particulier concernant les économies d’énergie, et si d’autres mesures sont susceptibles d’être efficaces pour augmenter ces bénéfices. Ce projet est en cours d’exécution et fera l’objet d’un rapport en 2014. Le premier rapport annuel a été publié en décembre 2012127. 127 DECC, Smart Metering Implementation Programme: First Annual Progress report on the roll out of Smart Meters, [Programme de mise en place de compteurs intelligents: premier rapport annuel sur la mise en place de compteurs intelligents], décembre 2012. 146 13 Plan de suivi de la mise en œuvre Base de l’examen: le gouvernement veillera à ce que le programme de mise en place de compteurs intelligents soit soumis à un processus de suivi et d’évaluation exhaustif et intégré, à la fois au cours de l’étape de fondation et à la fin de la mise en place principale. Le secrétaire d’État a des pouvoirs qui ont été prorogés jusqu’à la fin de l’année 2018 pour la mise en place d’exigences réglementaires imposées aux fournisseurs quant à la mise en place de compteurs intelligents, et les conditions de licence sur le processus de collecte de l’information auprès des fournisseurs et des opérateurs de réseau à des fins de suivi et d’évaluation ont été soumises au Parlement en décembre 2012. Ce processus permettra de garantir que des éléments de preuve sont disponibles pour aider le gouvernement à maximiser les bénéfices du programme et à rendre compte des résultats. Un plan de suivi de la mise en œuvre (à titre provisoire d’ici à 2019) sera mis en œuvre par le gouvernement, et aura une perspective plus large sur les résultats de l’intervention du gouvernement et les résultats des approches adoptées en matière de politique générale et de réalisation des bénéfices, de manière à alimenter le processus d’élaboration des politiques. Approche et justification du suivi: Le plan de suivi de la mise en œuvre comprendra l’évaluation des impacts des compteurs intelligents sur les consommateurs, en particulier en ce qui concerne l’expérience du consommateur et la consommation d’énergie, ainsi que l’évaluation de l’efficacité des différentes approches dans la réalisation des bénéfices pour les consommateurs (par exemple facilité du changement de fournisseur, disponibilité et adoption de produits et services intelligents). Il évaluera les impacts sur les coûts de l’industrie et la simplification des processus, ainsi que sur la disponibilité et l’utilisation des produits et services de gestion de l’énergie. Le plan de suivi de la mise en œuvre n’a pas encore été conçu, mais il est susceptible de faire appel à plusieurs éléments de preuve, y compris les éléments de preuve recueillis dans le cadre de la stratégie de suivi et d’évaluation des compteurs intelligents et du projet d’apprentissage précoce, tel que décrit à la section 12. 147 14 Essais d’impact spécifiques Type d’essai réalisé 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Évaluation de la concurrence Essai d’impact sur les petites entreprises Assistance juridique Développement durable Évaluation carbone Autres essais relatifs à l’environnement Santé EI sur l’égalité (évaluations en matière de race, de handicap et de sexe) 9. Droits de l’homme 10. Protection de la vie privée et des données 11. Vérification de la compatibilité des mesures avec les intérêts des zones rurales Résultats dans la base probatoire? O/N Non Non Non Non Oui Non Non Non Résultats dans cette section? O/N Non Non Non Oui Oui Oui Oui Oui Oui Oui Oui Oui Oui Oui 14.1 Évaluation de la concurrence Consommateurs Du point de vue du consommateur, l’introduction des compteurs intelligents aura un effet sur la pression concurrentielle exercée sur le marché de l’offre énergétique – en particulier parce que des flux de données précis et fiables facilitent un changement de fournisseur plus rapide, encourageant les consommateurs à rechercher des offres plus avantageuses, entraînant une baisse des prix éventuelle. En outre, l’amélioration de la disponibilité (faisant l’objet de contrôles de la protection de la vie privée appropriés) d’informations plus précises et plus récentes devrait offrir des possibilités aux entreprises de services énergétiques de pénétrer le marché domestique et le marché des petites entreprises; ainsi que des possibilités de développer d’autres services, par exemple de nouvelles offres tarifaires et de nouveaux services énergétiques, y compris par des prestataires tiers. Dans l’ensemble, le comptage intelligent devrait améliorer le fonctionnement du marché concurrentiel en améliorant les résultats et l’expérience du consommateur, en favorisant l’innovation, notamment chez les fournisseurs, et la participation des consommateurs. Si ces effets sont difficiles à quantifier dans l’ensemble de l’EI, il est important que l’examen des effets favorables à la concurrence soit pris en compte à l’avenir. Industrie La Grande-Bretagne est le marché géographique affecté par la mise en place de compteurs intelligents. Les produits et services concernés seront: la fourniture de gaz et d’électricité; les compteurs de gaz et d’électricité; 148 la fourniture de services énergétiques (y compris l’information, les contrôles, les contrats de services énergétiques, la réponse du côté de la demande) et les maisons intelligentes; la propriété, la fourniture et la maintenance des compteurs; les autres services d’assistance en matière de compteurs; les services de réseaux de gaz et d’électricité; et les services de communication. Du point de vue de la concurrence, la mise en place devrait donc avoir des répercussions sur: les fournisseurs de gaz et d’électricité; les réseaux de gaz et d’électricité; les fabricants de compteurs; les propriétaires, fournisseurs et opérateurs de compteurs et les prestataires de services annexes, les entreprises de services énergétiques intelligents et les prestataires de services de maisons intelligentes; et les entreprises de communications et de données. 14.1.1 Impact de la DCC sur la concurrence La mise en place de la DCC produit un impact sur la concurrence. Le DCC sera chargé de la gestion des achats et des contrats relatifs aux services de données et de communication qui sous-tendront le système de comptage intelligent. Tous les fournisseurs nationaux seront tenus d’avoir recours à la DCC. Le DCC sera une nouvelle entité autorisée à laquelle une licence exclusive sera octroyée à l’issue d’une procédure d’appel d’offres pour une durée déterminée. En pratique, la DCC assurerait les services de communication pour une période déterminée. L’Ofgem sera en mesure d’exercer un contrôle réglementaire sur la DCC, afin de veiller à ce qu’il applique sa méthodologie de tarification en conformité avec les obligations résultant de sa licence, et de réglementer la qualité et les niveaux de service fournis par la DCC. La concurrence sera optimisée dans le modèle en lançant régulièrement de nouveaux appels d’offres pour les services, mais un équilibre devra être trouvé afin de tenir compte de la durée de contrat nécessaire pour réaliser les gains d’efficacité. La centralisation des communications pourrait entraîner une amélioration de la concurrence entre les fournisseurs étant donné qu’il sera plus facile de changer de fournisseur. La raison en est que bon nombre des difficultés associées à un changement de fournisseur impliquant plusieurs étapes pourraient disparaître, créant un processus plus simple, plus rapide et plus solide et une expérience du consommateur plus rapide et plus fiable, encourageant ainsi davantage de consommateurs à changer de fournisseur. 14.1.2 Rapidité de la mise en place Il existe un risque que les petits fournisseurs d’énergie puissent être désavantagés dans une phase de mise en place par l’impossibilité de se procurer des équipements et des services aux mêmes coûts et taux que les fournisseurs plus importants, et que 149 cette situation puisse être aggravée par une mise en place plus rapide. De même, si les ressources sont rares pour tous dans le cadre d’un déploiement (équipement et installateurs), les petits fournisseurs pourraient subir un impact sur les coûts plus important que les fournisseurs plus importants en raison de l’importance relative des coûts proportionnellement à la taille de l’entreprise. 14.2 Évaluation des petites et micro-entreprises L’évaluation des petites et micro-entreprises est une nouvelle disposition pour tout règlement qui entrera en vigueur à partir d’avril 2014 et vise à faire en sorte que toutes les nouvelles propositions réglementaires sont conçues et mises en œuvre de façon à éviter une charge disproportionnée pour ce type d’entreprise. Il vise soit à exempter toutes les entreprises comptant moins de 50 employés de nouvelles mesures réglementaires, soit à limiter, dans la mesure du possible, la charge qui pèse sur les micro et petites entreprises lors de la réalisation des bénéfices escomptés128. En 2012, un mandat de réglementation a été présenté, obligeant les fournisseurs d’énergie à prendre toutes les mesures raisonnables pour installer des compteurs intelligents chez leurs clients et à proposer des IHD permettant aux consommateurs de contrôler leur consommation d’énergie. Le SEC a été désigné en 2013. Le DCC, les fournisseurs d’énergie et les opérateurs de réseau sont tenus, par les conditions de leur licence, de devenir partie au SEC et de se conformer à ses dispositions. Les autres organes qui souhaitent utiliser les services de la DCC, tels que les entreprises d’efficacité énergétique et de services énergétiques, doivent également adhérer au code pour cela. Nous avons entrepris une évaluation de la taille probable des sociétés qui seront touchées par la réglementation en matière de comptage intelligent. Dans ce cadre, nous avons fait des recherches sur le nombre d’employés des organisations qui ont déjà adhéré au SEC au moment de cette évaluation, de façon à évaluer si l’une quelconque de ces organisations est susceptible d’entrer dans la catégorie des petites ou des micro-entreprises. La liste des parties au SEC comprend: 17 fournisseurs d’énergie; 9 opérateurs de réseau de distribution d’électricité; et 9 opérateurs de réseau de distribution de gaz. Nous avons déterminé le profil de taille des parties au SEC en passant en revue les informations accessibles au public (sites internet des sociétés et documents obtenus dans la base de données de Companies House). Sur la base de cette évaluation, sur les 35 sociétés qui étaient parties au SEC au moment de la présente évaluation, nous avons recensé 3 petites entreprises comptant moins de 50 employés. Aucune des parties au SEC au moment de l’évaluation n’était une micro-entreprise, c’est-àdire comptant au maximum 10 employés129. Bien entendu, cette liste ne constitue qu’un cliché instantané du moment actuel et, à l’avenir, d’autres types d’entreprises peuvent également être assujetties au code. 128 Les micro-entreprises sont définies comme des entreprises employant moins de 10 salariés, et les petites entreprises comme celles comptant moins de 50 employés. 129 Certaines entreprises ont déclaré n'avoir aucun employé direct et/ou que toutes les activités opérationnelles étaient menées par des membres du personnel de la société mère immédiate. Dans de tels cas, le nombre d'employés de la société mère a été pris en considération dans cette évaluation. 150 La plupart des entreprises de fourniture d’énergie sont de grandes entreprises et font partie, dans certains cas, de sociétés multinationales. La mise en place de services de fourniture d’électricité ou de gaz implique une taille minimale pour l’entreprise. Il s’agit d’entreprises complexes qui nécessitent d’importants investissements dans les systèmes de back-office et les activités d’assistance à la clientèle (par exemple, mettre en place un système de facturation), et même les entreprises qui sont considérées comme petites dans le contexte de la fourniture d’énergie sont en règle générale au moins de moyennes entreprises. Certaines petites entreprises de fourniture peuvent toutefois décider d’externaliser une partie des opérations, ce qui pourrait les faire basculer sous le seuil des petites entreprises. En ce qui concerne les opérateurs de réseau de distribution, au niveau national, la Grande-Bretagne est divisée en 8 zones de distribution de gaz et 14 d’électricité, qui sont desservies par quatre sociétés distinctes dans le cas du gaz et six entreprises pour l’électricité130. Toutes ces entreprises, de grande envergure, sont responsables de millions de points de comptage, et font souvent partie d’une société exerçant également une activité de fourniture. Il existe également des réseaux de distribution de gaz indépendants et des opérateurs de réseau de distribution d’électricité indépendants, qui peuvent développer, posséder ou exploiter des moyens de distribution dans des zones géographiques parfois plus limitées (par exemple les ensembles immobiliers ou les zones industrielles). Toutefois, en raison de la nature à forte intensité de capital de l’activité de distribution d’énergie, ils sont le plus souvent intégrés à de plus grandes entreprises. Pour l’élaboration de la réglementation relative aux compteurs intelligents, le gouvernement a tenu des consultations approfondies avec toutes les parties concernées, y compris les plus petites entreprises, pour veiller à ce qu’un large éventail de points de vue des parties prenantes soit pris en compte dans l’élaboration des politiques et aider à garantir la proportionnalité entre la charge réglementaire et les bénéfices. Les petits fournisseurs ont inévitablement moins de ressources disponibles à consacrer aux réponses aux consultations. Néanmoins, les petits fournisseurs ont fait connaître leur avis sur une large gamme de points, et ceux-ci ont été pris en compte dans la conception réglementaire. Le gouvernement a mis en place une série de mesures en vue de minimiser ou d’atténuer la charge susceptible de peser sur les petites entreprises. Par exemple, la réglementation relative à la mise en place de compteurs intelligents permet: une plus grande flexibilité dans la mise en place de compteurs intelligents dans le secteur non domestique, où les petits fournisseurs ont une part de marché plus importante que dans le secteur domestique; par exemple, l’utilisation des services de la DCC n’est pas obligatoire dans le secteur non domestique et il existe également la possibilité d’installer des compteurs avancés (c’est-à-dire non conformes aux SMETS) permettant d’élargir le choix et de réduire la charge réglementaire; une réduction des exigences en ce qui concerne la fourniture de services de suivi et de communication de l’information par les fournisseurs ne faisant pas partie des 6 principaux; seuls les 6 principaux doivent fournir des informations sur une base annuelle pour permettre à l’Ofgem de suivre les progrès accomplis en vue de l’achèvement de la mise en place; et un accord de partage des coûts pour l’organe de livraison central qui réduit de manière significative la charge des coûts pour les petits fournisseurs; les 130 Voir Ofgem: https://www.ofgem.gov.uk/gas/distribution-networks/gb-gas-distribution-network and https://www.ofgem.gov.uk/electricity/distribution-networks/gb-electricity-distribution-network 151 contributions qui leur seront demandées seront très limitées131, tandis qu’ils bénéficieront pleinement de la campagne de sensibilisation des consommateurs pour contribuer à réduire au minimum les coûts de mise en place pour toutes les entreprises de fourniture. En plus de l’obligation de mise en place, le SEC a été désigné comme nouveau code de l’industrie énergétique en septembre 2013. Les phases ultérieures du code seront incorporées dans le cadre d’une approche progressive avant que la DCC commence à offrir ses services à la fin de l’année 2015. Les exigences du SEC ont également été conçues en vue d’assurer que la charge réglementaire est proportionnée aux bénéfices qui peuvent être réalisés et afin de réduire au minimum la charge pesant sur les petites entreprises. Par exemple, les vérifications nécessaires pour s’assurer que les utilisateurs de la DCC respectent les règles de sécurité permettent une évaluation plus rationalisée des petites entreprises, ce qui permet de réduire les coûts de mise en conformité. En outre, le code constitue un contrat entre les utilisateurs de la DCC et tous les signataires du code - y compris les petites entreprises - peuvent proposer de modifier les arrangements existants. Les modifications apportées au code doivent être approuvées par l’Ofgem et évaluées par rapport à ses objectifs réglementaires généraux qui portent notamment sur la surveillance et le développement des marchés et de la concurrence. À l’appui de cela, les arrangements de gouvernance du SEC prévoient que les petits fournisseurs et les entreprises ne détenant pas de licence élisent les membres des principaux organes de décision. 14.3 Assistance juridique Les propositions ne prévoient pas de nouvelles sanctions pénales ou civiles pour les personnes qui ont droit à une assistance juridique et n’augmenteraient donc pas la charge de travail des tribunaux ou les demandes d’assistance juridique. Nous avons également examiné l’impact potentiel de l’introduction du décret de 2012 sur l’électricité et le gaz (activité liée aux compteurs intelligents nécessitant une licence) sur le système judiciaire. Cet instrument, entré en vigueur le 19 septembre 2012, élargit la gamme des activités qu’il est interdit d’entreprendre sans licence sous peine de sanctions pénales. Il est considéré que cela aura un impact minime, sinon nul, sur le système judiciaire. 14.4 Développement durable L’un des objectifs de la mise en place est de réduire la consommation d’énergie et, par conséquent, de parvenir à réduire les émissions de carbone. Les compteurs intelligents fourniront aux consommateurs les outils leur permettant de gérer leur consommation d’énergie, leur permettant d’avoir accès à des solutions novatrices et des mesures destinées à soutenir l’efficacité énergétique et à assumer une plus grande responsabilité personnelle vis-à-vis des incidences sur l’environnement de leur propre comportement. Ce projet sera appuyé par la consumer engagement strategy (CSE), qui a fait l’objet de consultations et dans 131 Les petits fournisseurs devront seulement contribuer aux frais de fonctionnement de l'organe de livraison central en fonction de leur part de marché, alors que les coûts d'activité seront entièrement pris en charge par les 6 principaux fournisseurs. 152 laquelle des obligations supplémentaires imposées aux fournisseurs d’énergie ont été soumises au Parlement en décembre 2012. La mise en place peut également contribuer à l’amélioration de la gestion et de l’exploitation des sources d’énergie renouvelables, en contribuant par exemple à faciliter l’introduction de méthodes de gestion intelligentes axées sur la demande, telles que les tarifs variables en fonction de l’heure et les tarifs dynamiques qui permettent une exploitation plus efficace des sources d’énergie renouvelables. Ces propositions contribueraient en particulier à la nécessité de vivre dans le respect de l’environnement, mais aideraient également à assurer l’établissement d’une société forte, saine et juste (voir l’EI sur la santé) et auraient pour effet de mettre en pratique de solides données scientifiques en matière de technologies de comptage et de communication de façon responsable. 14.5 Évaluation carbone Conformément aux directives gouvernementales 132, nous avons mené une analyse coût-efficacité des options en matière de lutte contre le changement climatique. L’existence de sources d’émissions négociées (électricité) et non négociées (gaz) signifie que l’impact d’une tonne de CO2 évitée dans le secteur négocié est différent de celui d’une tonne de CO2 évitée dans le secteur non négocié. Les réductions des émissions dans le secteur négocié fournissent un bénéfice, mais n’entraînent pas de réduction des GES, tandis que les réductions opérées dans le secteur non négocié réduisent effectivement les émissions de GES. L’analyse coût-efficacité donne une estimation du coût/bénéfice social net par tonne de réduction des GES dans les secteurs couverts par le SCEQE et/ou une estimation du coût social net par tonne de réduction des GES dans les secteurs non couverts par le SCEQE. Nous calculons le rapport coût-efficacité du CO2 négocié et non négocié séparément: Rapport coût-efficacité (secteur négocié) = (coûts VA – bénéfices non CO2 VA – économies de carbone négocié VA) /tonnes de CO2 évitées dans le secteur négocié Rapport coût-efficacité (secteur non négocié) = (coûts VA – bénéfices non CO2 VA – économies de carbone non négocié VA) /tonnes de CO2 évitées dans le secteur non négocié Les tableaux ci-après indiquent la valeur actuelle des coûts et des bénéfices non CO2 ainsi que de la quantité en tonnes de CO2 évitée dans les secteurs négociés et non négociés, les chiffres du rapport coût-efficacité correspondants et les comparateurs de coûts des secteurs négociés et non négociés (TPC et NTPC) pour les secteurs domestique et non domestique. Les comparateurs de coût sont la moyenne pondérée du coût du carbone négocié et non négocié en valeur actuelle dans le délai approprié. Si le coût par tonne d’émission de CO2 économisée (rapport coût-efficacité) est plus élevé que le TPC/NTPC, la politique n’est pas rentable. 132 https://www.gov.uk/government/publications/valuation-of-energy-use-and-greenhouse-gas-emissions-for-appraisal 153 Tableau 14-1: Rapport coût-efficacité dans le secteur domestique Coûts VA Bénéfices non CO2 VA (million GBP) 10 470 14 011 Économies réalisées grâce aux permis du SCEQE (millions de tonnes d’équivalent CO2 économisées) 9,03 Millions de tonnes de CO2 économisées – secteur non négocié Comparateur de coût du secteur négocié Rapport coûtefficacité – secteur négocié Comparateur de coût du secteur non négocié Rapport coûtefficacité – secteur non négocié 13,45 16,15 -412 42,85 -309 Le tableau ci-dessus montre comment la mise en place dans le secteur domestique pourrait permettre une économie de plus de 9 millions de tonnes d’équivalent CO2 dans le secteur négocié et de plus de 13 millions de tonnes de CO2 dans le secteur non négocié, sur une période de dix-huit ans. Toutes les options ont un bon rapport coût-efficacité : dans les secteurs négocié et non négocié, le coût par tonne de CO2 économisée (rapport coût-efficacité) est moins élevé que le comparateur de coût pour les secteurs négocié et non négocié. Tableau 14-2: Rapport coût-efficacité dans le secteur non domestique Coûts VA Bénéfices non CO2 VA (million GBP) 457 1 919 Économies réalisées grâce aux permis du SCEQE (millions de tonnes d’équivalent CO2 économisées) 2,30 Millions de tonnes de CO2 économisées – secteur non négocié Comparateur de coût du secteur négocié Rapport coûtefficacité – secteur négocié Comparateur de coût du secteur non négocié Rapport coûtefficacité – secteur non négocié 7,98 14,13 -655 43,43 -230 Le tableau ci-dessus montre comment la mise ne place dans le secteur non domestique pourrait permettre une économie de plus de 2 millions de tonnes d’équivalent CO2 dans le secteur négocié et d’environ 8 millions de tonnes de CO2 dans le secteur non négocié, sur une période de dix-huit ans. Toutes les options ont un bon rapport coût-efficacité: dans les secteurs négocié et non négocié, le coût par tonne de CO2 économisée (rapport coût-efficacité) est moins élevé que le comparateur de coût pour les secteurs négocié et non négocié. 14.6 Autres essais relatifs à l’environnement Le programme de mise en place de compteurs intelligents pourrait avoir des incidences négatives sur l’environnement. Les coûts des compteurs existants constituent la première de ces incidences. Parmi ces coûts, le plus important est celui de l’élimination du mercure des compteurs de gaz, estimé à environ 1 GBP par compteur. Ces coûts devraient être financés par les programmes de remplacement de compteurs habituels, mais seront accélérés par une mise en place rendue obligatoire. 154 Les compteurs intelligents consommeront de l’énergie. Il est supposé que les équipements de comptage consommeront 1 W en sus des équipements actuels, un écran 0,6 W et l’équipement de communication 1 W. Ces hypothèses sont inchangées par rapport aux précédentes évaluations d’impact. Les compteurs de gaz nécessiteraient des piles pour la transmission des données et certains dispositifs d’affichage peuvent également être alimentés par des piles. Les piles doivent être soumises à la directive relative aux piles et accumulateurs. Le gouvernement considère que les effets positifs sur l’environnement des compteurs intelligents l’emportent clairement sur les effets négatifs. 14.7 Santé Il existe un certain nombre d’effets positifs sur la santé liés à la mise en place de compteurs intelligents. En particulier, les compteurs intelligents permettent aux fournisseurs de cibler les mesures d’efficacité énergétique de façon plus efficace et d’inciter les consommateurs à adopter de telles mesures. Ces mesures, à leur tour, ont des effets bénéfiques sur la santé des personnes – en particulier les personnes vulnérables – découlant d’un meilleur confort thermique. Les compteurs intelligents pourraient également, avec des dispositions appropriées en matière de protection de la vie privée, fournir une base pour l’utilisation des systèmes de télésoins ou pour permettre aux soignants d’accéder en temps réel aux informations relatives à la consommation. De nombreux bénéfices liés compteurs intelligents, sont appuyés par la possibilité d’accéder au compteur à distance et de fournir aux clients des données en temps réel sur leur consommation de gaz et d’électricité. Au sein d’un domicile ou d’un bâtiment, le système comprendra différents éléments, y compris un module de communication à grande distance pour assurer les communications avec la DCC, ainsi qu’un système domestique qui relie les dispositifs dans la maison ou le bâtiment aux systèmes de comptage intelligent (y compris l’IHD). Les compteurs intelligents sont couverts par la législation du Royaume-Uni et de l’UE relative à la sécurité des produits, qui impose aux fabricants de veiller à ce que tous les produits mis sur le marché soient sûrs. Le gouvernement est conscient que certains consommateurs demeurent préoccupés par le fait que leur santé peut être affectée par les ondes radio, et attire l’attention sur les travaux de l’agence britannique de protection de la santé indiquant que les éléments de preuve à ce jour suggèrent que les expositions aux ondes radio produites par les compteurs intelligents ne présentent pas de risque pour la santé133. L’agence s’est engagée à examiner régulièrement les éléments de preuve. 14.8 Droits de l’homme La mise en place de compteurs intelligents peut toucher les droits suivants en vertu de la Convention européenne des droits de l’homme: L’article premier du Protocole 133 Pour de plus amples informations sur les conseils de Public Health England, consulter: http://www.hpa.org.uk/Topics/Radiation/UnderstandingRadiation/UnderstandingRadiationTopics/ElectromagneticFiel ds/RadioWaves/SmartMeters/ 155 nº 1 (protection de la propriété), l’article 8 (droit au respect de la vie privée); et l’article 6 (droit à un procès équitable). L’article premier du protocole nº 1 peut être touché parce qu’une obligation émanant du gouvernement nécessitera un changement de la structure actuelle du marché, ce qui pourrait interférer avec les licences des fournisseurs et les biens existants des propriétaires et des prestataires. Le gouvernement considère que toute interférence serait dans l’intérêt général et proportionnée aux bénéfices créés par cette politique. En outre, l’article premier du protocole nº 1 peut être touché en application des dispositions contenues dans la nouvelle licence de la DCC permettant d’effectuer des transferts de certains types de biens entre les titulaires successifs d’une licence de ce type. Cela pourrait constituer un contrôle de l’utilisation ou de la confiscation des biens. Le gouvernement considère que toute interférence serait dans l’intérêt général et proportionnée aux bénéfices créés par cette politique. L’article 8 sera touché parce que les technologies intelligentes sont capables d’enregistrer plus d’informations sur la consommation d’énergie du consommateur dans sa propriété que les compteurs traditionnels existants. Un cadre de règles concernant la confidentialité des données et les droits des consommateurs a été mis au point et le gouvernement devra continuer à s’assurer que toute ingérence dans la vie privée est justifiée, proportionnée et nécessaire, conformément à l’article 8. En outre, les installateurs de compteurs intelligents devront avoir accès à la propriété des consommateurs. Dans le contexte des obligations qui incombent aux fournisseurs d’installer des compteurs, le gouvernement est convaincu qu’une interférence est nécessaire, justifiée et proportionnée. L’Ofgem est chargé de faire respecter les conditions des licences de fourniture de gaz et d’électricité (y compris les nouvelles conditions de licence relatives aux compteurs intelligents). Le gouvernement est d’avis que l’actuel régime d’application en vertu de la loi de 1989 sur l’électricité et de la loi de 1986 sur le gaz (qui permet notamment aux titulaires de licence de saisir les tribunaux en vue de contester toute ordonnance ou sanction imposée par l’Ofgem), qui continuerait de s’appliquer au cours de la mise en place des compteurs intelligents, est conforme à l’article 6. En outre, en tant qu’autorité publique, l’Ofgem est tenu par l’article 6 de la loi de 1998 sur les droits de l’homme d’agir de façon compatible avec la Convention européenne des droits de l’homme. 14.9 EI sur l’égalité Introduction Le gouvernement est soumis à l’obligation d’assurer l’égalité dans le secteur public, exposée à l’article 149 de la loi de 2010 sur l’égalité et entrée en vigueur en GrandeBretagne le 5 avril 2011. La loi regroupe toutes les précédentes dispositions légales concernant l’égalité en Angleterre, en Écosse et au Pays de Galles. L’obligation d’assurer l’égalité a remplacé les obligations distinctes concernant l’égalité au regard de la race, du handicap et du genre. Elle exige que les organismes publics prennent en considération tous les individus dans l’exercice de leurs fonctions quotidiennes – pour l’élaboration des politiques, la prestation des services, et à l’égard de leurs propres employés. Elle exige que les organismes publics tiennent dûment compte de la nécessité d’éliminer la discrimination, de promouvoir l’égalité des chances et de favoriser de bonnes relations entre les personnes dans l’exercice de leurs activités. 156 Les caractéristiques protégées couvertes par l’obligation d’égalité sont les suivantes: l’âge ; le handicap ; la conversion sexuelle ; le mariage et l’union civile (mais seulement dans le cadre de l’élimination de toute discrimination illégale) ; la grossesse et la maternité ; la race – il s’agit notamment de l’origine ethnique ou nationale, de la couleur ou de la nationalité ; la religion ou les convictions – y compris l’absence de croyance ; le sexe ; et l’orientation sexuelle. La présente EI sur l’égalité établit les éléments de preuve réunis jusqu’à présent et les questions potentielles en matière d’égalité identifiées, et explique la manière dont ces questions seront prises en compte dans les mesures existantes et futures. Évaluation de l’impact de la politique L’EI de 2008 a reconnu qu’une mise en place de compteurs intelligents dans le secteur domestique pourrait avoir un effet négatif sur certains groupes de consommateurs. Les réponses à la consultation de 2007 sur les relevés et la facturation et à la consultation de mai 2009 sur les compteurs intelligents pour l’électricité et le gaz adressées par un certain nombre d’organisations de consommateurs ont confirmé qu’il existait un certain nombre de répercussions potentielles sur les consommateurs. Certaines d’entre elles pourraient avoir des incidences sur les clients couverts par l’obligation d’assurer l’égalité. Avant et après la publication de la note d’information sur les compteurs intelligents en juillet 2010, le programme a donc étudié ces aspects des incidences sur les consommateurs avec les parties intéressées, en particulier le groupe consultatif des consommateurs, mis en place afin de contribuer à l’élaboration du programme de compteurs intelligents, et le Groupe consultatif permanent de l’Ofgem en faveur des personnes handicapées. La consultation a également comporté un atelier auquel a participé un large éventail de parties prenantes, organisé par le DECC en novembre 2011 pour examiner les besoins particuliers des consommateurs vulnérables et la manière dont il convient d’y répondre. Ce travail, ainsi que les réponses à la note d’information et aux consultations précédentes, a identifié les éléments suivants comme étant les principaux sujets de préoccupation en rapport avec les caractéristiques protégées en vertu de la loi: la conception et l’emplacement du compteur intelligent/écran de visualisation et sa facilité d’emploi pour certains consommateurs, en particulier les personnes à mobilité réduite, ayant des troubles de dextérité, une déficience visuelle, des troubles de la mémoire et de l’apprentissage et des troubles de la perception et de l’attention ; la fourniture d’informations aux consommateurs, y compris les conseils et l’assistance nécessaires pour utiliser et comprendre les informations fournies par l’IHD ; l’impact potentiel des installations de compteurs intelligents sur certains consommateurs vulnérables, étant donné que ces installations nécessiteront un accès à tous les foyers ; possibilité que la fonctionnalité du système de comptage soit utilisée de façon à produire un effet disproportionné sur certains consommateurs (par 157 exemple, abus potentiel du fournisseur des installations de déconnexion à distance) ; et risque de confusion du consommateur du fait de la plus grande quantité d’informations liées à l’énergie provenant des compteurs intelligents et de la possibilité que les tarifs de l’énergie soient plus complexes. En ce qui concerne l’obligation d’assurer l’égalité, et les personnes qu’elle a pour but de protéger et d’assister, l’impact potentiel le plus important de la politique concernerait les personnes souffrant d’une déficience visuelle, de troubles de la mobilité ou de la dextérité ou d’une déficience mentale et les personnes âgées. Les discussions avec les parties intéressées ont amené à la conclusion qu’il est essentiel de s’assurer que: la conception et l’emplacement du compteur/écran soient adaptés à tous les cas (qu’il s’agisse d’une conception inclusive ou personnalisée) ; les risques pour les consommateurs vulnérables en ce qui concerne l’installation sont réduits au minimum ; les consommateurs sont bien informés avant et après l’installation ; de solides mesures de protection sont prises pour éviter que les consommateurs vulnérables déconnectés à distance ou basculés vers des tarifs de prépaiement lorsque cela n’est pas sûr et pratique ; et les questions à long terme relatives à l’engagement des consommateurs sur le marché et à la complexité des tarifs sont prises en compte. Responsabilités juridiques et réglementaires des fournisseurs Les fournisseurs seront tenus de prendre toutes les mesures raisonnables pour installer les compteurs intelligents et fournir un affichage à domicile (voir ci-dessous) aux consommateurs du secteur domestique. Les fournisseurs d’énergie sont soumis à la section 29 de la loi de 2010 sur l’égalité. Ainsi, il incombe aux fournisseurs de services de procéder à des ajustements raisonnables pour veiller à ce qu’une personne handicapée ne se trouve pas en position de désavantage substantiel par rapport à une personne valide. En particulier, la loi dispose que si une personne handicapée est placée dans une position désavantageuse par un équipement matériel, des mesures raisonnables doivent être prises pour éviter cet inconvénient, ou pour fournir une aide auxiliaire si cela permet d’éviter de placer une personne dans une situation désavantageuse. Il est également exigé que les informations soient fournies dans un format accessible si, en ne le faisant pas, une personne handicapée était placée dans une situation désavantageuse. Un certain nombre d’obligations réglementaires spécifiques sont en place ou en cours de mise en place pour protéger les clients concernés par des caractéristiques protégées, y compris les caractéristiques examinées ci-après en ce qui concerne les questions spécifiques soulevées par la mise en place de compteurs intelligents. A. Fourniture d’informations sur les compteurs intelligents aux consommateurs La fourniture d’informations claires et simples à un éventail de consommateurs est essentielle pour la réalisation des bénéfices liés aux compteurs intelligents. C’est d’abord par la mise à disposition d’informations de meilleure qualité concernant la consommation d’énergie et les mesures d’efficacité énergétique et grâce à la disponibilité de nouveaux produits et services que les clients peuvent optimiser la consommation d’énergie. 158 Des informations sur la consommation d’énergie peuvent être obtenues auprès de l’IHD indépendant relié au compteur intelligent. Les informations seront également rendues accessibles pour les consommateurs au moyen d’un port d’accès raccordé au compteur, ce qui permettra d’accéder à d’autres options d’affichage qui peuvent être plus adaptées pour les personnes handicapées. Cependant, il est prévu que la plupart des consommateurs accéderont à leurs informations par le biais de l’IHD standard. L’IHD doit par conséquent être utilisable par un large éventail de clients (sauf si le client choisit de recevoir des informations par d’autres moyens). Il existe deux problèmes potentiels en matière d’égalité avec l’IHD : Son emplacement devra tenir compte de certaines circonstances chez les consommateurs. Par exemple, pour les utilisateurs de fauteuils roulants, l’IHD devra être situé à une hauteur appropriée pour leur permettre de le consulter. Les consommateurs pourraient, dans une mesure variable, être amenés à interagir avec l’écran d’affichage plutôt que de se contenter de le visualiser. L’IHD doit par conséquent être adapté à une utilisation par des personnes malvoyantes, des personnes souffrant de troubles de l’apprentissage, des personnes malentendantes ou des personnes ayant des troubles de dextérité ou de mouvement. Le programme reconnaît ainsi que l’IHD, pour être efficace, doit être physiquement accessible. Comme indiqué dans la note d’information, il n’a pas été jugé opportun de prescrire des exigences détaillées dans ce domaine dans le programme. Il a été indiqué dans la note d’information que, si des exigences minimales en ce qui concerne la portabilité étaient définies dans les spécifications fonctionnelles, tous les IHD devraient être en mesure d’être alimentés par une source autre que l’alimentation principale. Cela conduirait à son tour à la nécessité de fournir les IHD avec des piles rechargeables ou non rechargeables. Le programme estime que les piles non rechargeables devraient être remplacées tous les douze mois, induisant une augmentation des coûts pour les consommateurs et des coûts environnementaux. D’autres éléments de preuve ont été reçus prouvant que le fait d’exiger l’utilisation de piles rechargeables aurait pour effet d’ajouter 135 millions de livres sterling aux coûts de mise en place. Le programme n’a pas considéré, par conséquent, à la lumière de ces éléments de preuve et en l’absence de preuves contraires sur les bénéfices, que la portabilité devait faire partie des exigences minimales. Toutefois, il a sollicité des avis sur la question de savoir s’il existait des motifs pour une obligation imposée aux fournisseurs titulaires de licence de fournir aux consommateurs ayant des besoins particuliers un IHD spécialement conçu et/ou les meilleures pratiques à identifier et à partager lorsque les fournisseurs auront commencé à mettre en place les compteurs et les IHD. Les fournisseurs et les fabricants qui ont répondu à la note d’information ont considéré que la condition de licence standard nº 26 et la loi de 2010 sur l’égalité étaient suffisantes pour assurer que les IHD sont accessibles à tous. Toutefois, d’autres répondants ont plaidé en faveur de l’adoption d’un principe selon lequel tous les IHD devaient satisfaire à des normes de conception «inclusive» (clairement mentionné, un grand écran et grande taille de police, gros boutons tactiles, retour d’information dans un anglais courant, etc.). Ces répondants ont suggéré que cette approche profiterait à des millions de consommateurs qui ne s’identifient pas nécessairement comme des personnes handicapées, ou ayant des besoins particuliers. Les besoins de ces consommateurs ne seraient donc pas nécessairement satisfaits par la simple conformité avec la loi sur l’égalité ou d’autres textes de loi. 159 À la lumière des réponses à la consultation, le programme a permis de conclure que des obligations devaient être mises en place pour garantir l’accessibilité. Ces mesures devraient comporter l’obligation relative à la conception de l’affichage, qui doit permettre que les informations qu’il diffuse soient faciles d’accès et faciles à comprendre, y compris par les consommateurs souffrant de handicaps visuels, de troubles de la mémoire et de l’apprentissage, de troubles de la perception et de l’attention ou de dextérité. En collaboration avec les fournisseurs, Consumer Focus a élaboré des directives concernant les meilleures pratiques pour les fournisseurs et les fabricants sur la façon de garantir que les IHD soient conçus de manière à n’exclure personne. Cela permettra d’aider les fournisseurs à répondre aux exigences de la spécification technique. La loi de 1986 sur le gaz et la loi de 1989 sur l’électricité interdisent aux fournisseurs de facturer à une personne handicapée la modification de la position du compteur ou le remplacement d’un compteur par un compteur spécialement adapté pour répondre aux besoins d’une personne handicapée. Le programme examine actuellement les modifications qui pourraient s’avérer nécessaires dans le cadre réglementaire comme conséquence de la mise en place de compteurs intelligents, ce qui comprendra notamment une évaluation de l’accès équivalent à l’information. Les spécifications minimales actuelles relatives aux IHD ne prévoient pas l’accessibilité pour les consommateurs non-voyants ou malvoyants. Le gouvernement a commandé des recherches pour comprendre les options possibles pour s’assurer que ce groupe de consommateurs est en mesure de bénéficier des avantages de la mise en place de compteurs intelligents. Un rapport sur les recherches134, publié en mars 2013, comprend un certain nombre de mesures que les fournisseurs et d’autres peuvent prendre pour s’assurer que ce groupe des consommateurs ne soit pas désavantagé. Ce rapport servira de base à toute décision réglementaire future et fournira des éléments de preuve susceptibles d’aider les fournisseurs à répondre aux exigences de la loi sur l’égalité. B. Installation de compteurs intelligents: protection des clients Les fournisseurs assument la responsabilité première de la réalisation de la mise en place et sont chargés de veiller à ce que l’expérience des consommateurs relative à l’installation de compteurs intelligents soit positive et à ce qu’ils reçoivent des conseils appropriés, adaptés à leurs besoins. Tandis que la visite d’installation est une occasion importante de promouvoir des comportements permettant d’économiser l’énergie, les consommateurs doivent être protégés contre des pratiques de vente et de commercialisation non sollicitées à la maison. Afin de promouvoir un bon niveau de services par les fournisseurs et pour préserver les intérêts des consommateurs, le gouvernement a proposé des conditions de licence imposant aux fournisseurs de se conformer à certaines normes concernant la visite d’installation et de mettre au point un code de bonnes pratiques, demander une approbation de celui-ci et s’y conformer. Une consultation au sujet des conditions de licence qui sous-tendent un code de bonnes pratiques a été publiée en août 2011. Le gouvernement a publié sa réponse, y compris une version révisée des conditions de licence, en avril 2012. Les conditions de licence sont entrées en vigueur le DECC & SQW, Study on Access to Smart Meter Benefits for Blind and Partially Sighted Consumersde l'étude sur l'accès de Smart Meter [Étude sur l'accès aux bénéfices des compteurs intelligents pour les personnes non-voyantes et malvoyantes], mars 2013. 134 160 30 novembre 2012. Le code a par la suite été approuvé par l’Ofgem, et est entré en vigueur le 1er juin 2013. Voici les principales exigences imposées aux fournisseurs par le code de bonnes pratiques: expliquer aux clients la manière dont le système de comptage intelligent et l’IHD fonctionnent, et la manière dont les consommateurs peuvent les utiliser afin d’aider à améliorer leur efficacité énergétique; informer les consommateurs sur d’autres sources d’informations impartiales sur l’efficacité énergétique; ne pas conclure une vente lors de la visite d’installation domestique; attendre d’obtenir le consentement du client avant toute opération de commercialisation en face à face lors de la visite d’installation domestique; identifier et satisfaire les besoins des consommateurs vulnérables; et ne pas facturer à leurs clients domestiques tout coût direct ou séparé pour l’équipement de comptage intelligent standard, y compris l’IHD. Les parties prenantes ont mis en évidence la nécessité de veiller à ce que tous les consommateurs, et en particulier les personnes à mobilité réduite et souffrant de troubles de l’apprentissage, de santé mentale et d’autres conditions, en plus des personnes âgées, soient protégés contre les criminels qui cherchent à tirer parti de la mise en place. Des protections sont déjà en place pour parer à ce risque. La loi de 1989 sur l’électricité, annexe 6, et la loi de 1986 sur le gaz, annexe 2B, fournissent les garanties de base relatives à l’accès à la propriété pour la maintenance, l’installation et de la déconnexion. En particulier, pour l’électricité, l’annexe 6, paragraphe 7, point 5), prévoit un délai de préavis qui doit être donné à l’occupant (2 jours) avant l’accès, et le paragraphe 10, point 4), prévoit qu’une personne ne peut exercer son droit d’accès qu’en présentant un document dûment authentifié indiquant son autorité. Des exigences analogues figurent aux paragraphes 24 et 26 de l’annexe 2B pour le gaz, qui exigent un préavis de 24 heures et la présentation de documents authentifiés. La condition de licence de fourniture n° 26.1 a) stipule ce qui suit: «si un consommateur qui a atteint l’âge de la retraite, qui est handicapé ou qui souffre d’une maladie chronique en fait la demande et que cela est approprié et raisonnablement possible pour le titulaire de la licence (fournisseur), ce dernier doit, à titre gratuit: convenir d’un mot de passe avec le consommateur qui peut être utilisé par toute personne agissant pour le compte du titulaire de licence ou pour le compte du distributeur concerné afin de permettre au consommateur d’identifier cette personne.» La condition de fourniture de licence n° 26.4 exige en outre que les fournisseurs établissent un «registre de service prioritaire» qui contient la liste de tous les consommateurs du secteur domestique qui ont atteint l’âge de la retraite, qui sont handicapés ou qui ont des problèmes de santé chroniques. Toutefois, même si la condition de licence exige que les fournisseurs doivent établir un registre, les clients doivent s’inscrire pour y être inclus. Il risque donc de ne pas inclure tous les clients vulnérables. Une fois ajouté au registre, le consommateur doit obtenir des conseils et des informations gratuitement sur les services disponibles décrits dans la condition de licence de fourniture n° 26. Dans les registres d’exploitation, les fournisseurs utilisent un «modèle social», au titre duquel chaque client (ou représentant du client) est en mesure d’exposer ses besoins particuliers. Le client peut être tenu de fournir des preuves de ces besoins. Il sera important pour les fournisseurs de rester en étroite liaison avec les autorités locales et la police afin de chercher à réduire au minimum le risque que des malfaiteurs utilisent ce déploiement pour détourner l’attention de leurs victimes pour les cambrioler. 161 C. Mise en place de compteurs intelligents: information et assistance des clients Un élément clé de la réussite de la mise en place des compteurs intelligents sera la disponibilité d’informations claires et d’une assistance pour permettre à tous les consommateurs de comprendre et d’agir sur la base des informations fournies par le compteur intelligent. Les fournisseurs, conformément au code de bonnes pratiques, joueront un rôle essentiel en veillant à ce que les besoins des consommateurs vulnérables d’obtenir des informations et des conseils clairs soient satisfaits. Les informations et les conseils fournis par les fournisseurs à leurs clients devront être appuyés par des mesures en matière d’engagement gérées de façon centralisée pour veiller à ce que les messages fournis aux clients, ainsi que les autres interventions auprès d’eux, soient cohérents, afin de promouvoir l’acceptation des compteurs intelligents et de répondre aux besoins des consommateurs vulnérables. En réponse à la consultation sur la stratégie d’engagement des consommateurs, le gouvernement a mis en place des conditions de licence qui exigent que les fournisseurs mettent en place et financent un organe de livraison central, aux fins d’assurer les activités d’engagement des consommateurs qui contribuent au bon rapport coût-efficacité de la mise en place de compteurs intelligents ainsi qu’à la réalisation des bénéfices, notamment ceux qui sont liés à la consommation d’énergie. L’organe de livraison central aura notamment pour objectifs d’assurer que135 les consommateurs vulnérables, à faible revenu et utilisant le prépaiement sont suffisamment engagés pour les aider à concrétiser les avantages des compteurs intelligents tout en continuant à maintenir un niveau adéquat de chaleur et à répondre à leurs autres besoins en énergie. L’organe de livraison central a été créé le 30 juin 2013. D. Premiers stades de la mise en place: protection des consommateurs dans les cas où la fonctionnalité à distance est utilisée pour la déconnexion et pour passer du mode «crédit» au mode prépaiement Certains fournisseurs ont installé les premiers compteurs de type intelligent à leur propre risque commercial. Ces compteurs sont peu susceptibles de satisfaire pleinement aux spécifications techniques minimales. En octobre 2011, l’Ofgem a présenté des modifications de licence et publié des directives qui les accompagnent dans le cadre de son «paquet de printemps» de mesures visant à protéger les consommateurs dans la perspective de ces premiers pas dans l’installation de compteurs disposant de fonctionnalités intelligentes. Le paquet de mesures comprenait des directives que les fournisseurs sont tenus de prendre en considération au moment de déterminer la vulnérabilité avant de prendre la décision de couper l’alimentation du client en question. Les fournisseurs sont désormais tenus également de tenir compte des directives pour déterminer s’il est sûr et raisonnablement possible de faire passer un client en mode de prépaiement. E. Évolution future du marché: engagement des consommateurs et prise en compte de la complexité du marché 135 Les personnes qui rencontrent des obstacles supplémentaires entravant l'accès aux bénéfices des compteurs intelligents en raison de circonstances ou de caractéristiques personnelles. 162 L’Ofgem a publié sa dernière série de propositions de réexamen du marché de détail en vue de la consultation du 26 octobre 2012. Elles suggèrent notamment de limiter les tarifs proposés par les fournisseurs à quatre tarifs principaux pour le gaz et l’électricité pour les différents consommateurs. Les fournisseurs pourraient mettre en place jusqu’à quatre principaux tarifs par combustible pour les clients utilisant des compteurs qui n’enregistrent pas les heures d’utilisation et quatre principaux tarifs par combustible pour chaque type de compteur enregistrant les heures d’utilisation ou de compteur intelligent à un endroit et un moment donnés. En outre, l’Ofgem a indiqué qu’il examinera la question de savoir s’il est nécessaire de prévoir certaines dérogations pour les tarifs variables en fonction de l’heure innovants afin de faciliter les bénéfices des compteurs intelligents ou pour les compteurs existants tels que les compteurs DTS. Le gouvernement a également publié un document de réflexion le 20 novembre 2012 afin de recueillir des avis sur les propositions législatives visant à aider les consommateurs concernant leurs factures d’énergie, en s’engageant notamment à veiller à ce que le consommateur obtienne le tarif le plus bas proposé par un fournisseur adapté à leurs préférences, annoncé par le premier ministre. Ce document se base sur les propositions de l’Ofgem et comporte des propositions visant à limiter les tarifs proposés par les fournisseurs à quatre tarifs principaux par combustible, à exiger que quatre principaux tarifs comportent un tarif à taux variable standard et un tarif fixe à durée déterminée qui sont comparables sur l’ensemble du marché, à laisser aux fournisseurs la liberté de proposer les types de tarifs de leur choix pour les deux autres tarifs et à exiger que les fournisseurs proposent un seul prix pour chacun des quatre types de tarif et interdire les tarifs «morts» de faible valeur. Il définit l’ambition selon laquelle, d’ici à l’été 2014, tous les consommateurs auront été placés sur l’offre la plus basse disponible auprès de leur fournisseur pour le type de tarif de leur choix. 14.10 Protection des données et de la vie privée Le comptage intelligent se traduira par un changement radical de la quantité de données disponibles en provenance des compteurs d’électricité et de gaz. Cela aura pour effet en principe de permettre à la consommation d’énergie d’être analysée plus en détail (par exemple toutes les demi-heures) et d’être «lue» plus fréquemment (par exemple une fois par jour, par semaine ou par mois) par les fournisseurs. Cela permettra aux consommateurs de consulter leur historique de consommation et de comparer leur utilisation au cours de différentes périodes (par exemple par l’intermédiaire de l’IHD ou des applications Internet). Nous pensons qu’il est essentiel que les consommateurs puissent facilement accéder aux informations mises à disposition par leurs compteurs. Ils doivent pouvoir transmettre ces informations à des tiers, s’ils le souhaitent, par exemple pour demander des conseils sur mesure en matière d’efficacité énergétique ou pour examiner quel fournisseur ou tarif leur convient le mieux. La fréquence à laquelle les compteurs sont lus et le niveau de détail des données à extraire ne sont susceptibles de varier en fonction du mode de fonctionnement (prépaiement ou «crédit») et du type de tarif choisi par le client. Par exemple, les fournisseurs devront désormais s’appuyer sur des relevés de compteur réguliers pour fournir des factures exactes. Pour de nombreux clients du mode «crédit», des relevés de compteur une fois par mois environ seront probablement suffisants pour la facturation. Lorsque les fournisseurs proposent des tarifs novateurs, tels que les tarifs variables en fonction de l’heure, il est probable qu’ils cherchent à avoir accès à de plus amples informations concernant la consommation. 163 La disponibilité des données pour les fournisseurs, en particulier dans le cas d’un accès toutes les demi-heures, soulève des questions potentielles concernant la protection de la vie privée. Les données relatives à la consommation d’énergie peuvent être considérées comme des données à caractère personnel dans le cas où un individu vivant peut être identifié grâce aux données elles-mêmes ou sur la base des données et autres informations en possession de la personne, par exemple l’adresse. Dans ce cas, les données relatives à la consommation d’énergie seront des données à caractère personnel dans le cadre de la loi de 1998 sur la protection des données, que ces données proviennent d’un compteur conventionnel, à prépaiement ou intelligent. Ce programme adopte une approche rigoureuse et systématique pour l’évaluation et la gestion de la question importante de la protection des données. Nous nous sommes engagés, dans la note d’information «prise en compte du respect de la vie privée dès la conception», à faire en sorte que les questions concernant la protection de la vie privée soient prises en compte et intégrées à la conception du système dès le début, et non après. Nous avons également prévu le principe selon lequel les consommateurs doivent pouvoir choisir la manière dont leurs données sont utilisées et par qui, sauf lorsque ces données sont nécessaires pour s’acquitter de devoirs réglementés. La réponse du gouvernement à sa consultation sur l’accessibilité des données et la protection de la vie privée et les conditions de licence associées ont été publiées en décembre 2012136. Le cadre de protection des données a été appliqué aux licences relatives à l’énergie, ainsi qu’au code de l’énergie intelligente. Veiller à la mise en place de conditions de sécurité appropriées pour le système de comptage intelligent est essentiel dans l’approche de la prise en compte du respect de la vie privée dès la conception. Le programme a mis au point un ensemble de règles de sécurité techniques et non techniques pour favoriser cette approche. 14.11 Vérification de la compatibilité des mesures avec les intérêts des zones rurales Les obligations imposées aux fournisseurs d’énergie de prendre toutes les mesures raisonnables en vue d’installer des compteurs intelligents à tous leurs clients du secteur domestique et aux petites entreprises d’ici à la date d’achèvement s’appliqueront de façon égale aux clients des zones rurales et aux autres. Un des principaux critères de sélection de la DCC et des fournisseurs de services de communication a été la capacité à répondre à l’aspiration d’assurer les communications avec les compteurs intelligents chez tous les clients du secteur domestique utilisant le gaz et l’électricité, indépendamment de leur localisation. Le DCC est incité à maximiser la couverture des communications, et les contrats des fournisseurs de services de communication contiennent un engagement contraignant à fournir au minimum une connectivité de 99,25 % dans l’ensemble de leur territoire d’ici à la date d’achèvement. Cependant, les contrats reconnaissent qu’il existe des régions du Royaume-Uni où une couverture de réseau étendu ne peut pas être obtenue à un coût raisonnable d’ici à la date d’achèvement. Cela créerait des difficultés pour fournir un service intelligent complet, exigeant des communications bilatérales entre la DCC et le compteur et un réseau HAN pleinement opérationnel 136 DECC, Smart Metering Implementation Programme: Data Access and Privacy, [Programme de mise en place de compteurs intelligents: accessibilité des données et protection de la vie privée], décembre 2012. 164 permettant au client d’accéder à des données actualisées concernant les coûts d’énergie. Les zones dans lesquelles la couverture de réseau WAN devrait être plus difficile à obtenir sont essentiellement les zones rurales, en particulier les zones excentrées et/ou montagneuses. Le gouvernement examine actuellement la façon de gérer ces zones avec les parties intéressées, étant entendu que, compte tenu du délai d’attente avant la date d’achèvement, des choix technologiques et des solutions concernant les propriétés en question pourraient bien être mis au point, et ne doivent pas être limités ou découragés par une réglementation précoce. 165 15 Références 1. Baringa Partners, Smart Meter Roll Out : Risk and Optimism Bias Project [Mise en place de compteurs intelligents: prévisions en matière de risque et de biais optimiste], 2009 2. Baringa Partners, Smart Meter Roll-out: Energy Network Business Market Model Definition and Evaluation Project [Mise en place de compteurs intelligents: définition du modèle de marché des entreprises de réseaux d’énergie], 2009 3. 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