Deux : Renouvellement et modernisation des infrastructures

Rapport annuel sur l’électricité durableMC 2019 et 2020 Électricité Canada

Les cinq piliers Deux : Renouvellement et modernisation des infrastructures

Électricité Canada défend ardemment la mise en place de conditions qui permettent à ses membres d’investir dans le renouvellement et la modernisation des infrastructures. Ces investissements aideront le secteur à faire face à l’augmentation de la demande d’électricité prévue au cours des prochaines années. La plupart des installations actuelles ont été construites dans les années 1970 et 1980. Il est possible – et de plus en plus nécessaire – d’investir massivement dans la modernisation des infrastructures. Le renouvellement du réseau permettra d’assurer un approvisionnement en énergie propre, sûr et fiable, tout en créant de nouveaux emplois et en assurant une croissance économique propre.

En plus de favoriser les pratiques axées sur la mobilisation des parties prenantes, comme des projets acceptés par les instances politiques et le public, le plan national de renouvellement des infrastructures proposé par Électricité Canada encourage un examen efficace et proportionné des demandes, facilite une collaboration étroite entre les instances gouvernementales et les compagnies d’électricité et reconnaît la nécessité d’une planification à long terme dans le cas des investissements dans les infrastructures à grande échelle. Notre association a également l’intention d’élaborer une stratégie pour électrifier les collectivités nordiques et éloignées. Elle juge que l’électrification de ces collectivités est nécessaire, car celles-ci n’ont actuellement pas accès à une alimentation électrique sûre et fiable. En les raccordant au réseau, on réduira leur dépendance au diesel, combustible cher et polluant, pour répondre à leurs besoins de base. Électricité Canada milite activement en faveur d’une planification nationale pour garantir qu’aucun Canadien ne sera laissé pour compte dans le cadre du renouvellement de notre réseau électrique et que le réseau ouvrira la voie à un avenir plus propre et plus prospère.

Investissements dans des infrastructures nouvelles ou remises à neuf

En 2019, les dépenses en immobilisations au titre des infrastructures de production, de transport et de distribution nouvelles ou remises à neuf ont totalisé respectivement 6,12, 4,14 et 4,02 milliards de dollars. En 2020, année sans précédent, elles ont chuté à 5,64, 3,95 et 3,91 milliards. La figure 4 illustre tous ces investissements.

Figure 4 :

Investissements des membres d’Électricité Canada dans les infrastructures nouvelles ou remises à neuf, en 2019 et en 2020

7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 Investissements dans les infrastructures nouvelles ou remises à neuf

Dépenses en immobilisations totales dans les infrastructures de production nouvelles ou remises à neuf (milliards de dollars) Dépenses en immobilisations totales dans les infrastructures de transport nouvelles ou remises à neuf (milliards de dollars) Dépenses en immobilisations totales dans les infrastructures de distribution nouvelles ou remises à neuf (milliards de dollars)

Rapport annuel sur l’électricité durableMC 2019 et 2020 Électricité Canada

Les cinq piliers Deux : Renouvellement et modernisation des infrastructures

Fiabilité et résilience du réseau face aux répercussions des phénomènes météorologiques extrêmes

Depuis le début de la pandémie de COVID-19, le secteur de l’électricité a connu de nombreuses situations particulièrement difficiles. En dépit – ou peut-être en raison – du contexte tout à fait unique, la fréquence moyenne des interruptions touchant le réseau s’est chiffrée à 2,34 fois par an en 2019 et à 2,38 fois en 2020, exception faite des phénomènes météorologiques extrêmes. Ces indices n’ont jamais été aussi faibles, ce qui témoigne du travail acharné de tous les employés du secteur de l’énergie pendant une période difficile.

Aspects à améliorer

Au moment de la rédaction du présent rapport, il restait moins de 28 ans avant 2050. Or, la demande d’électricité devrait doubler d’ici là. L’équipe du programme Électricité durableMC pourrait trouver des moyens de suivre les progrès réalisés dans les efforts visant à doubler la production, le transport et la distribution d’électricité à émissions de carbone faibles ou nulles.

Rapport annuel sur l’électricité durableMC 2019 et 2020 Électricité Canada

Les cinq piliers Deux : Renouvellement et modernisation des infrastructures

Témoignages de membres et exemples de réussite dans le cadre d’initiatives de renouvellement et de modernisation des infrastructures

AltaLink

Reconstruction d’une ligne électrique dans le parc national de Banff

La planification du remplacement d’une ligne monoterne qui passe dans un site du patrimoine mondial de l’UNESCO remonte à 2009. Cette ligne de transport radiale de 69 kilovolts, appelée « 551L », s’étend sur 57 kilomètres et traverse des zones très écosensibles dans le parc national de Banff, entre deux destinations touristiques particulièrement emblématiques du Canada. Elle alimente en électricité une multitude d’infrastructures touristiques de calibre mondial qui accueillent chaque année plus de quatre millions de visiteurs. C’est pourquoi la préservation de l’expérience des visiteurs et de l’esthétique naturelle le long de la promenade de la Vallée-de-la-Bow a constitué un élément important dans la planification du projet.

En collaboration avec Parcs Canada, l’équipe de spécialistes d’AltaLink a procédé à une analyse d’impact détaillée unique en son genre qui a permis de recenser très précisément les contraintes environnementales à l’emplacement de 450 ouvrages répartis dans l’emprise actuelle. Elle a ensuite proposé des mesures d’atténuation spécifiques pour chacun des emplacements visés. Des spécialistes de la faune, de la végétation et des ressources aquatiques et culturelles ont participé à l’élaboration et à l’approbation finale de l’analyse d’impact détaillée. Puisque la ligne traverse le parc national de Banff, l’équipe chargée de cette analyse exhaustive s’est penchée sur les répercussions socioéconomiques et les mesures d’atténuation connexes et elle a effectué une analyse de visibilité. Comme dans toutes les zones écosensibles où AltaLink exerce ses activités, l’équipe a travaillé en collaboration avec des spécialistes de la biologie et de la botanique pour déterminer les composantes importantes des écosystèmes. En ayant recours à un équipement spécialisé et à des pratiques de gestion exemplaires, l’entreprise a poursuivi les travaux durant l’hiver pour réduire les répercussions sur ces écosystèmes. La remise en état de l’emprise, de manière à maintenir l’intégrité écologique du parc national, constituait un volet important du projet. Pour ce faire, on a d’abord prélevé des graines dans le secteur pour ensuite les semer et les faire croître en pépinière pendant une période pouvant atteindre trois ans. On a ensuite mis les plantules en terre le long de l’emprise. Il s’agit là du plus vaste projet de remise en état de terres sauvages réalisé à ce jour par AltaLink. L’entreprise a dû aménager une puissante installation de production d’énergie de secours au poste de Lake Louise pour maintenir l’alimentation en électricité durant les travaux réalisés dans l’emprise. En raison de la puissance de cette installation de production de secours, AltaLink a alors dû demander pour la première fois à l’Alberta Utilities Commission l’autorisation de mettre en place une installation temporaire de cette nature.

La reconstruction de la ligne de transport d’électricité a été achevée avec succès sans entraîner d’interruptions de service imprévues dans la région de Lake Louise. La remise en état se poursuivra au rythme de la croissance des végétaux plantés.

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Les cinq piliers Deux : Renouvellement et modernisation des infrastructures

FortisBC

Expansion de l’infrastructure de bornes de recharge pour VE

En raison du nombre croissant de véhicules électriques (VE) qui circulent sur les routes de la Colombie-Britannique, FortisBC a continué d’augmenter le nombre de bornes dans le réseau de recharge provincial : elle en a ajouté 17 dans l’intérieur méridional en 2020. L’entreprise s’est fixé comme objectif de réduire de 30 % d’ici 2030 ses émissions de gaz à effet de serre. C’est pourquoi elle juge important que les conducteurs de VE aient accès à une infrastructure de recharge digne d’une autoroute afin de favoriser l’adoption de ce type de véhicules dans l’ensemble de son territoire de desserte. À la fin de 2020, FortisBC comptait 29 bornes réparties dans 19 emplacements différents. L’entreprise prévoyait en ajouter onze en 2021, dont six bornes puissantes (100 kW) à recharge rapide.

Pour s’adapter au marché des VE, FortisBC a l’intention de mettre en place davantage de bornes de recharge de 100 kW dans l’ensemble de l’intérieur méridional. Bon nombre des VE en circulation à l’heure actuelle ne peuvent être rechargés qu’à 50 kW, mais ceux de la prochaine génération pourront être branchés sur ces puissantes bornes. Celles-ci, dont la puissance représente environ deux fois la puissance nominale des modèles à 50 kW, répondront à la demande croissante des conducteurs de VE. La technologie des VE continue d’évoluer, et les nouveaux modèles qui seront lancés sur le marché pourront mettre à profit ces bornes à 100 kW. Au fil des ans, FortisBC a trouvé des possibilités d’établir des relations de plus en plus étroites avec la Bande indienne d’Osoyoos. En juillet dernier, l’entreprise et la bande ont franchi ensemble un autre jalon important en installant les premières bornes de recharge accessibles au public dans la communauté d’une Première Nation en ColombieBritannique, plus précisément sur le territoire de deux réserves, à Oliver et à Osoyoos. Ces bornes se trouvent à des endroits stratégiques pour permettre aux conducteurs de recharger leur VE quand ils se déplacent dans la région. Ainsi, non seulement les électromobilistes sont moins inquiets au sujet de l’autonomie de leur véhicule, mais aussi le réseau de recharge en place pourrait inciter encore plus de Britanno-Colombiens à passer à un VE.

Photo : Les œuvres d’art présentées sur les bornes de recharge pour VE à Oliver et à Osoyoos ont été conçues par Taylor, une membre du conseil des jeunes de la Bande indienne d’Osoyoos. FortisBC lui a rendu hommage pour son travail lors de l’événement qu’elle a tenu en juillet 2022, après la levée des restrictions relatives à la COVID-19.

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Les cinq piliers Deux : Renouvellement et modernisation des infrastructures

Nova Scotia Power

Modèle de prédiction des dommages et analyse des prévisions météorologiques

En septembre 2019, après avoir dévasté certaines zones des Caraïbes et frôlé la côte est américaine, l’ouragan Dorian était ponctué de rafales atteignant 136 km/h lorsqu’il a frappé terre près de Halifax. Cet ouragan, le plus dévastateur de l’histoire de Nova Scotia Power (NS Power), a privé de courant plus de 425 000 clients, soit au-delà de 80 % des ménages et des entreprises de la province. Près de deux semaines avant le passage de l’ouragan, l’entreprise avait demandé à son équipe de surveillance des phénomènes météorologiques de suivre la progression de Dorian et d’élaborer des scénarios d’intervention détaillés. En utilisant son modèle de prévision des dommages et en analysant les prévisions météorologiques, NS Power avait compris la gravité éventuelle de l’ouragan avant même la première panne, ce qui lui a permis de prévoir les répercussions sur la clientèle et l’équipement à l’échelle de la province. Sur la base de ces indicateurs avancés, elle a alors pu déployer beaucoup d’efforts sur le front de la coordination et de la préparation, notamment en retenant les services d’équipes d’entrepreneurs, en préparant les monteurs de lignes et les évaluateurs de dommages, en déterminant des cibles de rétablissement du courant par zones et en prévoyant les communications importantes avec la clientèle. C’est en grande partie grâce à cette planification que l’entreprise a pu rebrancher en six jours, de façon sûre et efficace, 95 % des clients touchés.

Heartland Generation Ltd.

Accélération de la conversion, du charbon au gaz naturel, de son parc de production

Heartland Generation Ltd. a commencé en 2015 à convertir du charbon au gaz naturel son parc de production. Les dix centrales situées en Alberta et en Colombie-Britannique qui composent ce parc représentent 14 % de la puissance de l’Alberta. En 2020, l’entreprise a converti l’un des deux groupes turboalternateurs à sa centrale de Sheerness, qui se trouve à Hanna, en Alberta. Les deux conversions restantes étaient prévues pour 2021. Le gaz naturel est jusqu’à 60 % plus propre que le charbon. La conversion des installations en place permet non seulement de réduire leur empreinte carbone, mais aussi de prolonger leur durée de vie et d’accroître la participation de Heartland à l’économie des collectivités où elle est implantée. Oakville Hydro

Système mobile de stockage d’énergie alimenté par batterie

Oakville Hydro appuie le projet pilote de Quanta Technology financé par le Fonds de développement du réseau intelligent, qui vise à concevoir, à construire et à installer un système mobile de stockage d’énergie alimenté par batterie. Ce projet appuyé par le ministère de l'Énergie de l'Ontario a pour objet de cerner et d’explorer les problèmes liés aux ressources distribuées mobiles. Il s’agit de mettre en place une plateforme de stockage de 350 kW/300 kWh équipée d’un système local de gestion des ressources énergétiques distribuées, qui comportera des commandes autonomes et des algorithmes d’optimisation globale pour déterminer les contraintes d’exploitation.

Cette plateforme permettra l’îlotage et la réintégration dans le réseau. La batterie se trouvera généralement dans un poste municipal, d’où elle assurera le soutien du réseau. L’entreprise tirera parti de la mobilité de l’appareil pour explorer d’autres solutions présentant des avantages hors réseau, par exemple l’utilisation d’une source d’alimentation de secours en cas d’urgence pour les installations essentielles des clients. Ce projet, qui cadre avec les objectifs d’Oakville Hydro, est utile à plusieurs fins :

1. Acquérir des connaissances au sujet de l’énergie et une expertise en matière d’analyse Le système de stockage d’énergie (SSE) peut servir à analyser des méthodes d’exploitation de remplacement et à les évaluer par rapport aux méthodes classiques. Comme il s’agit d’un système mobile, Oakville Hydro peut déplacer la batterie au gré de l’évolution de l’état du réseau. Cette souplesse offre la possibilité d’explorer et de comprendre diverses techniques de soutien du réseau (p. ex. injection d’une puissance réactive et atténuation des répercussions des phénomènes de courte durée).

2. Faire évoluer le réseau en mettant l’accent sur l’automatisation intégrée ainsi que sur les capacités de commande et de gestion du réseau Le SSE mobile sera équipé d’un système de gestion des ressources distribuées intégré au système SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) d’Oakville Hydro. Cette approche d’intégration contribuera à faire évoluer le réseau de l’entreprise pour le rendre prêt à l’emploi, ce qui offrira la possibilité d’explorer des actifs non immobilisés dans l’environnement d’un système SCADA.

3. Trouver des solutions énergétiques du côté du client En plus de procurer des avantages pour les clients au chapitre de l’infrastructure, la batterie mobile peut offrir une situation viable sur le plan financier. Elle incitera les clients à collaborer avec Oakville Hydro pour adopter des solutions énergétiques et à participer à des programmes comme celui du rajustement global.

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Les cinq piliers Deux : Renouvellement et modernisation des infrastructures

Saint John Energy

Batterie Tesla

Saint John Energy a été la première entreprise au monde à déployer le Megapack de Tesla. Cette batterie de pointe de 1,25 MW/2,5 MWh lui permet d’écrêter les pointes, tout en réalisant des économies et en réduisant ses émissions de carbone.

L’entreprise envisageait depuis longtemps d’avoir recours au stockage par batterie, d’une part, pour réduire les coûts énergétiques en période de pointe et les émissions de carbone générées afin de répondre à la demande de pointe et, d’autre part, pour ouvrir la voie à l’adoption de solutions d’énergie renouvelable d’envergure commerciale pour la ville.

Le Megapack constitue une pièce maîtresse du réseau intelligent que Saint John Energy construit actuellement pour ses clients. Ce projet de 13,5 millions de dollars est unique en son genre au Canada en raison à la fois de ses objectifs ambitieux et de la technologie déployée. Aménagé en collaboration avec les partenaires de l’entreprise en matière d’innovation, son réseau intelligent fera appel à l’intelligence artificielle pour gérer les ressources énergétiques qui sont réparties dans l'ensemble de son réseau de distribution, prévoir la charge et mettre à profit le système SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) perfectionné dans sa salle de commande. « Nous préparons des projets pilotes en vue de moderniser notre réseau électrique en ayant recours à des ressources énergétiques distribuées, à la prévision des périodes de pointe et à la technologie d’apprentissage machine afin d’aplanir la charge de pointe et, par le fait même, de réduire les émissions de la province », explique Ray Robinson, président-directeur général de Saint John Energy.

L’énorme batterie pesant plus de 23 000 kilos (51 000 lb), qui permet de stocker assez d’électricité pour alimenter plus de 100 habitations pendant deux heures, est le type de technologie qui aidera Saint John Energy à composer avec la nature intermittente de la production d’énergie renouvelable, entre autres ses parcs éoliens et solaires.