INNOVATION ET ÉLECTRICITÉ 2021
CE 2021 : ÉLECTRICITÉ ET INNOVATION – ASSOCIATION CANADIENNE DE L'ÉLECTRICITÉ
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innovation et électricité 2021 Le Centre d’excellence de l’Association canadienne de l’électricité souligne l’innovation et la technologie de pointe du Canada dans le secteur depuis 2018. Trois ans après son lancement, ce centre d’excellence a mis à l’honneur 90 initiatives et projets énergétiques novateurs d’un océan à l’autre. Le but consiste à reconnaître et à montrer les innovations qui transforment la façon dont nous produisons, livrons et consommons l’électricité et à mettre en valeur les progrès révolutionnaires accomplis au chapitre des retombées économiques et sociales de l’électricité. En 2021, l’ACE braque les projecteurs sur un groupe unique de projets qui cadrent avec les objectifs de réduction des émissions que le gouvernement du Canada s’est donnés. L’engagement du gouvernement à atteindre la carboneutralité d’ici 2050 ne pourra se concrétiser sans la participation d’un secteur de l’électricité déterminé à produire, à transporter et à distribuer de l’énergie propre. « L’édition de la carboneutralité » met en lumière et célèbre 15 initiatives et projets novateurs de nos membres à travers le pays, qui contribueront à façonner notre avenir énergétique collectif et à atteindre nos objectifs climatiques collectifs.
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Francis Bradley
Président-directeur général, ACE
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projets Capital Power : Décarbonation du gaz naturel et progression de la production d’énergie renouvelable............................................5 ENMAX : Programme d’efficacité du parc de production....................................................7 ENMAX : Plan d’électrification du parc de véhicules........................................................9 Hydro One : Stratégie de réduction des émissions de gaz à effet de serre – réduction de 30 % d’ici 2030 et carboneutralité d’ici 2050..................................... 11 Hydro Ottawa : Système énergétique de quartier pour la communauté Zibi................... 13 Hydro Ottawa : Aménagement d’un pré de pollinisation au poste de transformation municipal Cambrian............................................... 15 Hydro-Québec : Solutions de recharge publique pour véhicules électriques............... 17 Northwest Territories Power Corporation : Projet éolien d’Inuvik High Point....................... 19
Ontario Power Generation : Carboneutralité : une impossibilité sans le nucléaire – déploiement de PRM sur le site du projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington.................................................................. 21 Saint John Energy : Un réseau intelligent perfectionné pour un avenir carboneutre..... 23 SaskPower : Premier système de stockage d’énergie par batterie à échelle industrielle de SaskPower à Regina, en Saskatchewan........................................................... 25 SaskPower : Projets solaires Awasis et Pesâkâstêw .......................................................... 27 SaskPower : Remise à niveau de la centrale hydroélectrique E.B. Campbell........................... 29 Toronto Hydro : Projet pilote de réseau de recharge sur la voie publique............................. 31 Toronto Hydro : Système de stockage d’énergie par batterie du poste Bulwer........... 33
Pour en savoir plus sur les 90 initiatives et projets novateurs, scannez le code QR au moyen de votre téléphone mobile ou rendez-vous à la page electricite.ca/innovation. CE 2021 : ÉLECTRICITÉ ET INNOVATION – ASSOCIATION CANADIENNE DE L'ÉLECTRICITÉ
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DÉCARBONATION du gaz naturel et progression de la production d’énergie renouvelable
Capital Power est fière de lutter contre le changement climatique et d’aider le pays à atteindre son objectif de carboneutralité d’ici 2050. Cette entreprise canadienne se concentre sur l’innovation pour réduire les émissions, accroître l’efficacité et décarboner son parc de production en faisant progresser la technologie de captage du carbone et en augmentant son parc de production d’énergie renouvelable. Installation phare de Capital Power, la centrale Genesee constitue un véritable carrefour d’innovation qui se trouve au cœur des activités de l’entreprise en Alberta. Alors que Capital Power abandonne les centrales au charbon, elle investit près d’un milliard de dollars pour rééquiper deux de ses trois groupes turbo-alternateurs, afin d’utiliser la meilleure technologie de gaz naturel à cycle combiné qui soit, et convertit entièrement au gaz naturel le groupe turbo-alternateur à pression supercritique. Le rééquipement des trois groupes augmentera de 560 MW la puissance nette de la centrale, ce qui portera à 1 360 MW sa capacité de production d’énergie de base disponible en tout temps pour alimenter les collectivités, l’économie et les services essentiels en Alberta. Ces groupes permettront de produire de l’hydrogène et de capter le carbone – ce qui montre la souplesse de cette installation pour mettre en œuvre les dernières technologies de décarbonation.
Afin de faire progresser davantage la décarbonation du réseau électrique de l’Alberta, Capital Power investit environ 400 millions de dollars pour ajouter plus de 250 MW à sa capacité de production d’énergie éolienne et solaire d’ici 2023. En outre, elle prévoit réaliser à la centrale Genesee un projet de captage, d’utilisation et de stockage de carbone faisant appel à la technologie de captage postcombustion de carbone sur ses groupes turbo-alternateurs 1 et 2 rééquipés. Ce projet permettrait de capter 90 % du carbone émis par ces groupes et de réduire les émissions d’environ 3 millions de tonnes supplémentaires d’ici la fin de 2026. Capital Power investit dans l’avenir énergétique du Canada en aménageant des installations de production d’énergie renouvelable sans émissions et en explorant la possibilité de décarboner des installations de production au gaz naturel pour stimuler l’économie, tout en préparant un avenir meilleur.
Après le rééquipement et la conversion au gaz naturel, les émissions de gaz à effet de serre à la centrale Genesee diminueront d’environ 3,4 millions de tonnes par an par rapport au niveau de 2019. CE 2021 : ÉLECTRICITÉ ET INNOVATION – ASSOCIATION CANADIENNE DE L'ÉLECTRICITÉ
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Programme d’efficacité du parc de production
Comme étape importante dans la poursuite de la carboneutralité d'ici 2050, ENMAX prévoit réduire ou compenser 70 % de ses émissions de gaz à effet de serre (GES) de types 1 et 2 d’ici 2030 par rapport au niveau de 2015. Cette démarche englobe le plan élaboré par l’entreprise pour réduire ou compenser les émissions de GES associées à son parc de production en investissant dans des mesures d’amélioration de l’efficacité et dans de nouvelles technologies. ENMAX Energy est la filiale albertaine d’ENMAX qui exerce ses activités dans les sous-secteurs de la production et de la vente au détail d’électricité. Sa philosophie et son programme d’efficacité stratégique prévoient des investissements clés destinés à réduire l’intensité des émissions de ses installations, tout en assurant la fiabilité et l’efficience des activités. Cette approche consiste notamment à mettre en place, à son Crossfield Energy Centre, un groupe turbo-alternateur hybride électricité-gaz naturel – une première au Canada. Le projet est financé par Emissions Reduction Alberta. Cette technologie unique en son genre combine un système de stockage d’énergie par batterie avec un groupe turboalternateur à gaz déjà en place pour fournir une alimentation de secours sans brûler de combustible. L’exploitation commerciale de cette installation, qui a débuté en mai 2021, devrait réduire d’environ 80 % la durée de fonctionnement du groupe et éviter ainsi l’émission de 45 000 tonnes de GES par année.
De plus, ENMAX a mis à niveau les groupes turboalternateurs à son Sheppard Energy Centre (SEC) en ajoutant des composants technologiques de pointe qui permettront d’accroître la puissance tout en réduisant les émissions. Ainsi, la société a pu ramener l’intensité des GES en deçà de 0,38 tonne d’équivalents de dioxyde de carbone par mégawattheure (éq. CO2/ MWh) au SEC, qui est déjà l’installation de référence dans l’industrie albertaine pour ses faibles émissions. ENMAX prévoit mettre à niveau en 2022 les groupes turbo-alternateurs de son Calgary Energy Centre et s’attend à une réduction similaire des émissions à cette installation. Depuis 2018, l’intensité des émissions de GES du parc de production de l’entreprise a diminué de plus de 100 000 tonnes d’éq. CO2 par an.
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03 CE 2021 : ÉLECTRICITÉ ET INNOVATION – ASSOCIATION CANADIENNE DE L'ÉLECTRICITÉ
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Plan d’électrification du parc de véhicules
À titre de fournisseur de services d’électricité essentiels axé sur la recherche de solutions et tourné vers l’avenir, la société ENMAX est déterminée à atteindre la carboneutralité d’ici 2050. Comme étape importante dans la poursuite de cet objectif, elle prévoit réduire ou compenser 70 % de ses émissions de gaz à effet de serre (GES) de types 1 et 2 d’ici 2030 par rapport au niveau de 2015. Cette démarche englobe le plan élaboré par l’entreprise pour électrifier 35 % de son parc de véhicules d’ici 2025 et 100 % d’ici 2030. ENMAX Power est la société albertaine à activités réglementées par l’entremise de laquelle ENMAX possède le réseau de transport et de distribution de Calgary et en assure l’exploitation et l’entretien. Son parc de 333 véhicules permet aux membres de l’équipe de se déplacer pour fournir un service à ses clients de façon sûre et fiable. L’entreprise amorce l’électrification de ce parc en mettant à l’essai deux véhicules de poids moyen (catégorie 6) entièrement électriques. Ce projet pilote aidera ENMAX à mieux comprendre le rendement des véhicules électriques et leur incidence sur le réseau d'électricité. L’équipe utilisera ces véhicules dans des températures extrêmes pour en déterminer l’effet sur l’autonomie, évaluera la durée de charge de la batterie lorsque l’on utilise des outils et fera des trajets lorsque la batterie ne sera pas entièrement chargée.
En prévision du projet pilote, l’entreprise mettra en place à ses installations des bornes de recharge de 60 A et 24 kW au début de l’automne 2021. Les véhicules arriveront dès décembre, et l’équipe pourra alors les préparer, y apposer les décalques et les mettre en service. Le projet pilote, qui est financé par Emissions Reduction Alberta (ERA), se poursuivra jusqu’en avril 2023. Il s’agit d’une première au Canada. Selon les estimations, les économies pourraient atteindre 4 300 litres de diesel par véhicule annuellement. D’ici 2030, ENMAX s’attend à une réduction cumulative des émissions de GES d’environ 20 000 tonnes d’éq. CO2 par an par véhicule. Il suffit de le voir pour le croire – les leçons qu’ENMAX tirera de ce projet pilote seront essentielles pour l’électrification complète de son parc de véhicules et elles aideront la société à démontrer sa détermination à assurer un avenir à plus faibles émissions de carbone pour ses clients.
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04 CE 2021 : ÉLECTRICITÉ ET INNOVATION – ASSOCIATION CANADIENNE DE L'ÉLECTRICITÉ
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Stratégie de réduction des émissions de gaz à effet de serre – réduction de 30 % d’ici 2030 et carboneutralité d’ici 2050
Hydro One a l’intention de réduire ses émissions de gaz à effet de serre (GES) de 30 % d’ici 2030 et d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050. Elle réalisera ses objectifs de réduction grâce à plusieurs programmes et initiatives déjà en cours, à de futures innovations et à de nouvelles initiatives. Trois programmes clés contribueront aux réductions les plus importantes.
Stratégies de gestion de l’hexafluorure de soufre
Stratégies de rationalisation du parc de véhicules : réduction de la consommation de combustibles fossiles
L’hexafluorure de soufre (SF6) est un gaz à effet de serre (GES) utilisé comme isolant électrique qui peut s’échapper de l’équipement. Hydro One fait des investissements pour remplacer son équipement qui présente le risque le plus élevé afin de réduire les fuites et d’améliorer la formation et les procédures connexes. En outre, elle cherche à atteindre un équilibre dans son parc d’équipement installé renfermant du SF6 et explore des solutions de remplacement.
La diminution de la consommation du parc de véhicules d’Hydro One l’aidera à réduire son empreinte carbone globale. L’entreprise s’est engagée à remplacer son parc de véhicules légers par des véhicules électriques ou hybrides lorsqu’ils atteindront la fin de leur vie utile. Elle prévoit un taux de remplacement de 50 % des sedans et des VUS d’ici 2025 et de 100 % d’ici 2030.
Hydro One s’efforce de réduire ses émissions de GES en modifiant son mode de fonctionnement. Elle reconnaît toutefois qu’il lui faudra peut-être aussi envisager la mise en œuvre d'initiatives de captage du carbone, l’évitement du carbone et l’achat de crédits compensatoires sur une base volontaire pour mieux atteindre son objectif de carboneutralité.
Décarbonation des installations de production et de distribution d’électricité dans les communautés ontariennes éloignées Hydro One Remote Communities approvisionne en électricité 22 communautés situées dans le Grand Nord ontarien. L’entreprise continuera de s’associer à des communautés autochtones pour réduire leur consommation de diesel. D’ici 2025, après le raccordement de la ligne Wataynikaneyap Power, cette filiale d’Hydro One aura réduit la nécessité de recourir au diesel pour produire l’électricité dans neuf communautés éloignées en Ontario. CE 2021 : ÉLECTRICITÉ ET INNOVATION – ASSOCIATION CANADIENNE DE L'ÉLECTRICITÉ
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05 CE 2021 : ÉLECTRICITÉ ET INNOVATION – ASSOCIATION CANADIENNE DE L'ÉLECTRICITÉ
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Système énergétique de quartier pour la communauté Zibi
Un nouveau partenariat entre Hydro Ottawa, Zibi et Produits Kruger contribuera à la lutte contre le changement climatique en permettant de réduire les émissions de carbone grâce à l’utilisation d’un système énergétique de quartier pour le chauffage et la climatisation des locaux de la communauté Zibi, secteur d’une superficie de 34 acres donnant sur la rivière des Outaouais. Zibi Community Utility exploite un système énergétique de quartier qui repose sur la récupération d’énergie des effluents de l’usine de Gatineau de Produits Kruger pour le chauffage et sur le rejet de chaleur dans la rivière des Outaouais pour la climatisation. Les locataires et résidents de Zibi seront fiers de vivre ou de travailler dans l’une des communautés les plus durables au Canada, tout en économisant l’énergie grâce à l’application de réglage de la température sur leur appareil mobile. Ce système novateur – le premier en Amérique du Nord à utiliser la récupération de la chaleur de déchets post-industriels dans une communauté aménagée selon un plan directeur de quartier – fera de Zibi la première communauté zéro carbone de la région.
Une fois terminés, tous les immeubles résidentiels et commerciaux de Zibi (qui totalisent quatre millions de pieds carrés) seront interconnectés par une boucle hydroponique distribuant l’énergie destinée au chauffage et à la climatisation. Ce partenariat entre Hydro Ottawa, Zibi et Produits Kruger, sans précédent dans la région, permettra de créer un modèle pour un système énergétique de quartier à zéro carbone. Hydro Ottawa mettra à profit plus de 100 ans d’expérience probante en distribution d’énergie et s’attachera à intégrer des solutions novatrices en matière d’énergie propre dans le projet Zibi en appui à son plan d’action One Planet, qui met l’accent sur le développement zéro carbone et zéro déchet et d’autres avantages au chapitre du développement durable.
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Aménagement d’un pré de pollinisation au poste de transformation municipal Cambrian
Les populations de papillons monarques, d’abeilles et d’autres pollinisateurs diminuent rapidement en raison des herbicides, des pesticides, du changement climatique et de la réduction des habitats de pollinisation naturels. Les compagnies d’électricité sont particulièrement bien placées pour remettre en état ces environnements compte tenu du grand nombre de couloirs de services publics et de propriétés qui se trouvent dans les territoires qu’elles desservent. En 2019, Hydro Ottawa a mis en chantier un nouveau poste de transformation municipal sur le chemin Cambrian, au sud d’Ottawa. Elle s’est associée à la Ville d’Ottawa et à des spécialistes en écologie de la Fédération canadienne de la faune et de l’Office de protection de la nature de la vallée Rideau pour créer l’un des plus vastes prés de pollinisation du genre dans l’est de l’Ontario. Puisque le site a une superficie de 24 acres et que le poste de transformation n’en occupe que cinq, l’entreprise a réservé une zone de 15 acres pour la convertir en pré de pollinisation. On a planté 2 750 arbres dans une zone de quatre acres en 2020 et ensemencé le pré au printemps 2021. Hydro Ottawa fournit le terrain et prend en charge les coûts du projet, y compris la préparation du sol, la sélection du mélange de semences d’espèces indigènes, l’ensemencement effectué par des professionnels et l’entretien annuel pendant cinq ans.
Des zones comme celle-là, sur le territoire d’une grande ville, sont essentielles, car il faut autant de couvert arborescent ou de zones naturelles que possible en milieu urbain. Ces lieux sont rares, mais très recherchés. « Notre principale responsabilité consiste à assurer un service d’électricité sûr et fiable à prix abordable, mais nous devons le faire de manière à protéger notre environnement et à atténuer nos répercussions sur le milieu, explique Bryce Conrad, président et chef de la direction d’Hydro Ottawa. Un projet comme celui du pré de pollinisation cadre avec notre vision d’un avenir plus radieux et plus sain pour Ottawa. » L’entreprise apporte la preuve qu’aucune plante ni aucun animal n’est trop petit pour être considéré comme digne de notre intérêt et que de belles perspectives peuvent émerger de la symbiose.
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Solutions de recharge publique pour véhicules électriques Le Circuit explore aussi différentes initiatives de formation et de sensibilisation, notamment des campagnes menées en collaboration avec des intervenants en mobilité durable, comme l’AVÉQ. Toutes ces activités contribuent à la croissance annuelle exponentielle des immatriculations de véhicules électriques (VE) au Québec (de l’ordre de 70 % en moyenne), dont le nombre est passé de 195 en 2011 à plus de 100 000 en 2021, soit la moitié des VE circulant sur les routes canadiennes.
Depuis le lancement en 2012 de son réseau de bornes de recharge publique, le Circuit électrique, la direction Électrification des transports d'Hydro-Québec déploie toujours davantage de bornes. Aujourd’hui, le Circuit électrique offre aux électromobilistes un réseau parmi les plus denses et fiables en Amérique du Nord. Avec plus de 3 300 bornes, dont 570 de recharge rapide, et un taux de satisfaction de près de 90 %, il fournit un service à la clientèle en tout temps et des dispositifs technologiques tels que des applications mobiles et une plateforme de gestion de la recharge. En 2020, le Circuit électrique a mis sur pied des bancs d’essais pour valider l’implantation de bornes rapides à 100 kW. De nouveaux essais en cours sur des bornes ultrarapides (125 ou 160 kW) viendront consolider la stratégie adoptée par le Circuit, qui s’est avérée la mieux adaptée aux évolutions du marché. L’année 2020 a également vu une refonte complète des systèmes de gestion du Circuit électrique et de l’application mobile, dorénavant compatible avec les technologies Car Play d’Apple et Android auto. Les utilisateurs du Circuit électrique bénéficient maintenant d’une couverture territoriale aussi grande et fiable que possible, ce qui élimine des obstacles aux longs trajets interprovinciaux.
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Projet éolien d'Inuvik High Point
Le parc éolien d’Inuvik High Point se trouve sur le site de High Point, à 12 km à l’est d’Inuvik, dans les Territoires du Nord-Ouest. Cette installation, qui comprend une seule éolienne de 3,5 MW, un système de stockage d’énergie par batterie (SSEB) et l’infrastructure de soutien, répondra à 30 % des besoins en électricité annuels de la localité et à jusqu’à 50 % de la demande de puissance instantanée de la collectivité. La capacité de stockage d’énergie de ce projet fournira à la collectivité une puissance stable, même lorsqu’il y aura peu de vent. Inuvik est actuellement alimentée au moyen d’installations au diesel et au gaz naturel acheminés sur place par le Dempster Highway.
Ce projet se traduira par une réduction de la consommation de diesel annuelle pouvant atteindre 3 millions de litres ainsi que par une réduction des émissions de gaz à effet de serre de l’ordre de 7 000 tonnes. NT Energy, société sœur de Northwest Territories Power Corporation, construit l’éolienne, qui devrait être achevée d’ici l’automne 2022. En plus de réduire les coûts d’électricité dans la collectivité, ce projet contribuera aux objectifs de décarbonation du Canada et nous rapprochera de l’objectif de carboneutralité, que nous nous sommes fixé pour 2050. * Remarque : L’information concernant ce projet est tirée de cet article de presse.
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Carboneutralité : une impossibilité sans le nucléaire – déploiement de PRM sur le site du projet de nouvelle centrale nucléaire de Darlington
La crise du changement climatique qui frappe le monde entier nous oblige à mobiliser toutes les sources d’énergie non émettrices – hydroélectricité, énergies renouvelables, énergie nucléaire, captage et stockage du carbone, etc. Les faits sont clairs – comme l’affirment les spécialistes, entre autres les représentants de l’Agence internationale de l’énergie : sans l’énergie nucléaire, il serait impossible d’atteindre la carboneutralité à l’échelle mondiale d’ici 2050.
Ils peuvent contribuer à l’alimentation d’activités industrielles, par exemple sur des sites miniers, ainsi que des collectivités éloignées qui utilisent actuellement des génératrices diesel. Chaque PRM de 300 MWe permettrait une réduction de 1 et de 2 Mt d’émissions de CO2 respectivement par rapport aux centrales au gaz naturel et au charbon.
À mesure qu’un nombre accru de secteurs de l’économie ontarienne, par exemple celui des transports, progresseront dans la voie de l’électrification, la demande pour l’énergie propre d’Ontario Power Generation (OPG) augmentera de plus en plus. OPG se prépare à répondre à cette demande en travaillant à accroître la puissance nucléaire sur le site de Darlington d’ici la fin de la présente décennie pour assurer un approvisionnement fiable en énergie à faibles émissions de carbone et contribuer ainsi à l’atteinte des objectifs climatiques de l’Ontario et du Canada. La nouvelle capacité de production sur ce site, qui fera appel à de petits réacteurs modulaires (PRM), ira dans le sens du plan d’action contre le changement climatique d’OPG et de son objectif de carboneutralité d’ici 2040. En outre, elle permettra à d’autres d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050. Les PRM présentent les avantages des réacteurs nucléaires classiques, mais ils sont plus petits, moins puissants et plus faciles à construire et à exploiter.
OPG est particulièrement bien placée pour être à l’avant-garde du déploiement de nouveaux réacteurs grâce à l’expertise acquise en 50 ans dans le domaine nucléaire, à son solide bilan en matière d’innovation, d’activités efficientes et de réalisation de projets ainsi qu’à son parc de production diversifié. Sans nouveaux réacteurs nucléaires, il serait difficile de décarboner le Canada.
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Un réseau intelligent perfectionné pour un avenir carboneutre
Le réseau intelligent perfectionné de Saint John Energy est un pilier des efforts ambitieux que la société déploie pour contribuer à un avenir carboneutre. Ce réseau, que l’entreprise a conçu dans le cadre de sa vision globale de compagnie d’électricité de l’avenir, permettra à Saint John Energy et à ses clients d’améliorer leur efficacité énergétique, de produire des quantités appréciables d’énergie renouvelable propre et de réduire les émissions de carbone au Nouveau-Brunswick. Grâce à ce réseau intelligent, les clients de l’entreprise pourront jouer un rôle important dans un avenir énergétique plus propre. Les appareils intelligents – chauffe-eau, thermostats, thermopompes, etc. – se trouvant dans leur habitation feront partie intégrante du réseau interconnecté et leur offriront aussi des possibilités d’économiser l’énergie et de contribuer à un environnement plus vert. Le réseau intelligent joue un rôle important dans l’orchestration de la circulation de l’énergie renouvelable sur le territoire de la ville. Mentionnons le projet de parc éolien Burchill, qui devrait répondre à environ 15 % des besoins de Saint John au moyen d’électricité propre et abordable. Le réseau permettra une utilisation efficiente de l’énergie solaire qui sera produite à l’issue de projets en cours.
Grâce aux systèmes de stockage d’énergie raccordés au réseau, par exemple le parc de thermopompes et de chauffe-eau intelligents ainsi que les énormes batteries comme le Megapack de Tesla, Saint John Energy pourra gérer efficacement les fluctuations des énergies renouvelables et s’attaquer aux conséquences environnementales et financières de la demande d’énergie de pointe. Au Nouveau-Brunswick, la production d’électricité pour répondre à la demande de pointe peut faire doubler les émissions de carbone dans la province. En mettant en place le réseau intelligent, Saint John Energy réduit considérablement la demande d’énergie de pointe et les émissions correspondantes. En 2021, l’International Smart Grid Action Network a accordé son prix d’excellence au projet du réseau intelligent de l’entreprise.
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Premier système de stockage d’énergie par batterie à échelle industrielle de SaskPower à Regina, en Saskatchewan principales parties intéressées pour comprendre tous les risques et effets environnementaux qui nécessitaient un examen plus approfondi et être au fait des services d’urgence dont l’installation peut disposer.
En 2021, SaskPower commencera à construire un système de stockage d’énergie par batterie (SSEB) à échelle industrielle à Regina, en Saskatchewan. Cette batterie, la première du genre dans la province, pourra fournir 20 MW d’énergie pendant une période pouvant atteindre une heure. Ce projet financé en partie par le gouvernement du Canada facilitera la transition de SaskPower vers un avenir axé sur une réduction des émissions et une augmentation de la production d’énergie renouvelable. En outre, il aidera l’entreprise à comprendre les avantages que cette technologie peut présenter pour son réseau. Le SEBB permettra à SaskPower de prendre le relais des énergies intermittentes, comme l’énergie éolienne ou solaire, et l’aidera à alimenter le réseau en électricité pendant les fluctuations de puissance de courte durée. Par rapport à certaines installations de production classiques actuellement utilisées dans le réseau de l’entreprise, le stockage par batterie offre une plus grande souplesse et une capacité de réaction plus rapide face à ces fluctuations.
Le plan d’approvisionnement de SaskPower prévoit diverses options pour l’aider à fournir à la province un approvisionnement en électricité fiable, durable et économique. La production d’énergie renouvelable est essentielle pour réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) et assurer l’avenir énergétique de la Saskatchewan. SaskPower est sur la bonne voie pour réduire ses émissions de GES d’au moins 50 % d’ici 2030 par rapport au niveau de 2005. Elle s’efforce de déterminer les meilleurs moyens de les diminuer encore davantage après 2030 pour atteindre l’objectif de carboneutralité fixé pour 2050.
La technologie, qui va dans le sens de l’objectif de SaskPower consistant à réduire ses émissions, sera conçue pour résister aux conditions météorologiques les plus difficiles observées en Saskatchewan. Dans le cadre de la planification, SaskPower a collaboré de façon proactive avec les CE 2021 : ÉLECTRICITÉ ET INNOVATION – ASSOCIATION CANADIENNE DE L'ÉLECTRICITÉ
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Projets solaires Awasis et Pesâkâstêw En mai 2019, SaskPower a conclu avec la FNPA une « entente sur les possibilités pour les Premières Nations » portant sur la production de 20 MW d’énergie solaire. C’est cette entente qui a permis de concrétiser les projets solaires Awasis et Pesâkâstêw.
SaskPower est en bonne voie de réduire ses émissions globales d’au moins 50 % d’ici 2030 par rapport au niveau de 2005 et elle s’efforce constamment de progresser vers l’atteinte de la carboneutralité. Dans cet objectif, l’entreprise a établi des partenariats clés avec des sociétés de production d’énergie renouvelable appartenant à des Premières Nations pour alimenter le réseau provincial au moyen d’énergie solaire propre. En vertu de deux ententes distinctes, SaskPower s’est associée à la First Nations Power Authority (FNPA) pour conclure avec les promoteurs des projets solaires Awasis et Pesâkâstêw des marchés d’approvisionnement de 20 mégawatts (MW) – production de 10 MW par chaque partenaire – pour alimenter le réseau. Ces projets, financés en partie par le gouvernement du Canada, aideront SaskPower à atteindre son objectif de réduction des gaz à effet de serre (GES) d’au moins 50 % d’ici 2030 par rapport au niveau de 2005.
Le projet solaire Pesâkâstêw est le fruit d’un partenariat entre la Première Nation George Gordon, la Nation crie Star Blanket et Natural Forces. Celui d’Awasis est issu d’un partenariat entre la Première Nation de Cowessess et Elemental Energy. Les promoteurs des deux projets construiront, exploiteront et géreront ces centrales solaires et vendront l’énergie produite directement à SaskPower.
SaskPower injectera 60 MW d’énergie solaire dans le réseau d’électricité provincial au cours des prochaines années. D’ailleurs, les deux projets solaires représentent un volet important de la diversification du portefeuille énergétique de l’entreprise qui espère, à terme, atteindre la carboneutralité. La FNPA est un organisme à but non lucratif qui a pour mandat d’accroître la participation des Premières Nations dans le secteur provincial de l’électricité afin d’assurer un développement économique durable et des avantages pour les communautés. CE 2021 : ÉLECTRICITÉ ET INNOVATION – ASSOCIATION CANADIENNE DE L'ÉLECTRICITÉ
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Remise à niveau de la centrale hydroélectrique E.B. Campbell
La centrale hydroélectrique E.B. Campbell de SaskPower, qui a été mise en service en 1963, arrivait à la fin de sa vie utile avant que l’entreprise entreprenne une remise à niveau majeure des groupes turboalternateurs 1 à 6. Grâce à ces travaux, la centrale pourra produire pendant au moins 50 années supplémentaires de l’énergie propre renouvelable pour la population de la Saskatchewan. Cette centrale, qui possède une capacité de production de base de 289 mégawatts (MW) d’énergie renouvelable, est un exemple éloquent de la détermination de SaskPower à atteindre la carboneutralité. Cette vaste remise à niveau, qui se poursuivra jusqu’en 2025, assurera l’avenir de la centrale. En outre, elle améliorera l’efficacité de l’installation en permettant une production d’électricité accrue au moyen du même débit d’eau. La remise à niveau comprend une reconstruction des groupes turbo-alternateurs et du système de prise d’eau de la centrale ainsi que le remplacement complet des autres composants électriques et mécaniques des groupes 1 à 6. On maintiendra la production lorsque le niveau d’eau sera élevé, car les travaux se feront chaque année pendant les saisons où le débit d’eau est généralement faible.
Depuis le début de la remise à niveau, qui en est à miparcours, un montant d’environ 11 millions de dollars a été consacré aux emplois offerts aux Autochtones et à la population locale ainsi qu’à l’approvisionnement auprès des entreprises autochtones et locales. Un quota pour l’embauche d’Autochtones de la région est imposé pour tous les marchés associés à la remise à niveau. Située sur la rivière Saskatchewan Nord, près de Nipawin, la centrale E.B. Campbell se trouve en amont du village nordique de Cumberland House et de la réserve de la Nation crie du même nom. SaskPower est sur la bonne voie pour réduire ses émissions de gaz à effet de serre (GES) d’au moins 50 % d’ici 2030 par rapport au niveau de 2005. Elle s’efforce de déterminer les meilleurs moyens de les diminuer encore davantage après 2030 pour atteindre l’objectif de carboneutralité fixé pour 2050.
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Projet pilote de réseau de recharge sur la voie publique
Toronto Hydro et la Ville de Toronto se sont associées afin d’installer des bornes de recharge pour véhicules électriques (VE) dans certaines rues un peu partout sur le territoire de la ville. Ces travaux s’inscrivent dans le cadre d’un projet pilote qui vise à comprendre les habitudes d’utilisation des bornes à Toronto, à explorer la viabilité de la configuration des bornes installées sur les poteaux de services publics, à faciliter l’accès des titulaires de permis à la recharge sur la voie publique et à appuyer la réduction des émissions de gaz à effet de serre et d’autres substances qui dégradent la qualité de l’air. Au total, 17 bornes de recharge ont été installées à neuf emplacements dans l’ensemble de la ville, sur des trottoirs ou des poteaux de services publics, selon le cas. Tous les propriétaires d’un VE muni d’un connecteur compatible ont accès à ces bornes de niveau 2, qui se trouvent à des endroits où il était possible d’accueillir des places de stationnement réservées à ces véhicules et d’installer les bornes en toute sécurité en limitant le plus possible les perturbations pour les piétons et la collectivité.
Dans le cadre d’un sondage réalisé en prévision du projet pilote, 71 % des répondants ont affirmé qu’ils se procureraient probablement un VE au cours des cinq années suivantes. Les répondants ont été encore plus nombreux à affirmer qu’ils envisageraient d’acheter un VE s’ils avaient accès à des bornes de recharge. Le projet pilote sera évalué à la lumière de divers renseignements, entre autres les données d’utilisation et la rétroaction des utilisateurs propriétaires d’un VE qui utilisent les bornes et des membres de la collectivité. La phase pilote prendra fin en novembre 2021.
Un nombre sans précédent de résidents de Toronto possèdent maintenant un véhicule électrique. Le nombre de VE immatriculés à Toronto est passé de 1 600 en 2016 à 6 200 en 2018 et il ne cesse d’augmenter.
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Système de stockage d’énergie par batterie DU POSTE BULWER
Avec l’appui du Fonds de développement du réseau intelligent de l’Ontario, Toronto Hydro a récemment mis en place un système de stockage d’énergie par batterie (SSEB) en collaboration avec la société Renewable Energy Systems Canada. Le projet du SSEB Bulwer porte sur un système de 2 MW/2 MWh situé au poste municipal Bulwer, ancien poste électrique de 4,16 kV mis hors service par Toronto Hydro. Ce poste se trouve au centre-ville, dans un secteur densément peuplé où la demande d’électricité toujours croissante mettra à rude épreuve l’infrastructure de Toronto Hydro. Le SSEB a pour objet de réduire – ou de compenser – les charges de pointe sur le réseau de distribution et d'améliorer la fiabilité pour les clients dans la collectivité en cas de panne.
En outre, la compagnie d’électricité peut ainsi reporter des investissements dans une infrastructure plus coûteuse dont elle aurait autrement besoin pour continuer de fournir les services d’électricité aux clients. L'aménagement du système de stockage par batterie du poste Bulwer a été achevé en 2020. Toronto Hydro, qui est l’une des huit compagnies d’électricité au Canada à avoir reçu la prestigieuse distinction « entreprise Électricité durable », continuera de s’efforcer d’améliorer son rendement environnemental.
Pour produire l’électricité requise aux heures de pointe, Toronto Hydro a souvent recours au gaz naturel, qui émet des gaz à effet de serre. C’est pourquoi la réduction des charges de pointe grâce aux technologies du SSEB constituera une étape importante de son parcours vers l’atteinte de la carboneutralité et l'atténuation d'une cause importante du changement climatique.
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L'Association canadienne de l'électricité (ACE) tient à remercier toutes les compagnies d'électricité qui ont participé au Centre d'excellence. Cette année, nous avons le privilège d'accueillir 15 nouvelles initiatives menées par 10 entreprises de partout au pays. Nous tenons à remercier Capital Power, ENMAX, Hydro One, Hydro Ottawa, Hydro-Québec, NT Energy (Northwest Territories Power Corporation), Ontario Power Generation, Saint John Energy, SaskPower et Toronto Hydro pour avoir fait preuve d'excellence en matière d'innovation dans notre industrie.
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