16 minute read
Le nouveau paradigme de la réglementation au Canada — Le moindre coût de la carboneutralité
Alex Kent
Gestionnaire des affaires réglementaires et infrastructures de réseau, Électricité Canada
Le concept de réglementation de l’électricité au Canada, que l’on appelle le principe du « moindre coût du service », a atteint la fin de sa vie utile. Cela ne signifie pas que le principe du moindre coût du service n’était pas bon ni que des bénéfices ne puissent pas en être tirés, mais il est temps de réfléchir à la suite des choses. Électricité Canada croit que la solution réside dans le « moindre coût de la carboneutralité ». Le moindre coût de la carboneutralité est un nouveau concept selon lequel il incombe aux organismes de réglementation de l’énergie provinciaux et territoriaux de prendre des décisions en fonction des objectifs du Canada en matière de carboneutralité.
Les règles du principe du moindre coût du service existent parce que, en tant que monopoles réglementés, les services publics ont le devoir de servir les consommateurs de leur zone de service respective et sont tenus de facturer à ces derniers un montant déterminé. En retour, les services publics ont un taux de rendement garanti basé sur les actifs qu’ils possèdent et exploitent (c’est-àdire les tarifs de base). Les services publics doivent prouver à leur organisme de réglementation qu’ils répondent à une exigence d’investissement avec l’option la moins coûteuse, ou le principe du « moindre coût du service ». Ces règles garantissent que les services publics n’abusent pas de leur statut de monopole et ne surfacturent pas leurs services, ou qu’ils ne construisent pas de façon exagérée et ne demandent pas ensuite une compensation pour des travaux trop coûteux.
En théorie, le principe du moindre coût du service garantit que les clients reçoivent de l’électricité à un coût raisonnable et que les services publics sont compensés équitablement pour cette prestation. Toutefois, cette structure réglementaire ne permet pas de relever le défi qui se présente, à savoir l’engagement du Canada, et d’une grande partie du monde, à atteindre l’objectif de carboneutralité d’ici 2050. Le Canada ne pourra atteindre son objectif de carboneutralité d’ici 2050 que si nous arrivons à répondre à nos besoins énergétiques sans ajouter de carbone dans l’atmosphère.
Électricité Canada : Le Réseau 2022
Comme nous ajoutons actuellement plus de 730 000 000 de tonnes de CO2 dans l’atmosphère chaque année, il s’agit d’un objectif très ambitieux.
L’électricité carboneutre est la source d’énergie qui nous permettra d’atteindre l’objectif de carboneutralité. Cependant, nous aurons besoin de beaucoup plus d’électricité que nous n’en avons aujourd’hui, et c’est là que réside l’essentiel du défi que doit relever le Canada. Le gouvernement du Canada a indiqué dans le document « Un environnement sain et une économie saine »1 que notre approvisionnement national en électricité devra doubler, voire tripler, pour que nous puissions atteindre notre objectif de carboneutralité. Cette estimation a été confirmée par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) dans son rapport de 2022 sur la politique énergétique canadienne2. Bien que l’exigence visant à au moins doubler l’approvisionnement en électricité du Canada soit décourageante, il s’agit d’une estimation raisonnable. À titre d’exemple, en 2018, le secteur des transports du Canada a consommé 2 844,2 pétajoules d’énergie à base de pétrole3, ce qui équivaut à 790,06 terawatt-heures d’électricité, soit 123 % de l’énergie produite en 2018 par l’ensemble du réseau électrique du Canada4 . Comme les véhicules électriques sont de 2 à 4 fois5 plus efficaces sur le plan énergétique que les véhicules à combustion interne, le secteur des transports entièrement électrifiés pourrait n’avoir besoin que d’un quart de cette quantité d’énergie pour fonctionner. Cependant, même un quart de 123 % représente une augmentation nécessaire de 31 % par rapport à la quantité d’électricité que les Canadiens produisent aujourd’hui.
Parmi les autres secteurs qui auront également besoin d’une nouvelle offre d’électricité importante, citons le secteur du chauffage des bâtiments (grâce à l’amélioration de l’efficacité énergétique des bâtiments) et le secteur des procédés industriels (grâce à l’hydrogène vert). Si l’on tient compte des besoins en matière d’électrification de tous ces secteurs, l’estimation selon laquelle il faut doubler l’approvisionnement en électricité est à la fois considérable et raisonnable, mais elle est réalisable, sauf si l’on applique le principe du moindre coût du service, et ce, pour les quatre raisons fondamentales suivantes.
Premièrement, pour doubler l’approvisionnement en électricité du Canada sur une période de 28 ans, il faut une croissance composée de 2,5 % par an. Si l’on tient compte de la croissance démographique estimée du Canada6 d’ici 2050, le taux de croissance de l’approvisionnement en électricité nécessaire est d’environ 3,1 % par an7. Certaines régions pourraient avoir besoin de plus d’électricité, d’autres moins. Quoi qu’il en soit, les entreprises d’électricité auront du mal à fournir au Canada l’électricité carboneutre nécessaire pour atteindre cette croissance moyenne de 3,1 %, car elles sont tenues de respecter les règles du principe du moindre coût du service qui les obligent à fonder leur croissance sur des normes historiques. Ces normes ne sont plus pertinentes, car l’objectif de carboneutralité exige que la production d’électricité augmente pour remplacer d’autres sources d’énergie, au lieu de simplement augmenter en fonction de la population du Canada.
Deuxièmement, selon les définitions traditionnelles des besoins, il n’est pas justifié d’augmenter les investissements dans l’électricité aujourd’hui, car il y a suffisamment d’électricité et d’infrastructures électriques pour répondre aux besoins actuels du Canada. Cependant, nous savons que nous serons bientôt confrontés à d’importantes augmentations annuelles de la demande en électricité ; si l’on ne commence pas à construire aujourd’hui, il sera trop difficile de répondre à cette demande.
Troisièmement, les régulateurs sont préoccupés par les coûts lorsqu’ils évaluent la proposition d’investissement de la base tarifaire d’un service public. L’organisme de réglementation peut être contraint de prendre des décisions qui ne sont pas conformes aux objectifs de carboneutralité, car ce n’est pas son rôle de prendre en compte les effets sur l’environnement, y compris les émissions de carbone. Si l’on présente à un régulateur deux options, une option plus coûteuse sans émission de carbone et une option moins coûteuse avec émission de carbone, le régulateur acceptera l’option la moins coûteuse.
Enfin, les organismes de réglementation ne permettent généralement pas aux services publics d’être indemnisés pour les investissements qui ne font pas partie de la définition traditionnelle des tarifs de base des services publics. Un service public ne peut être indemnisé que pour les infrastructures et les actifs qu’il possède et exploite, et non pour les activités qu’il réalise pour répondre aux besoins de ses clients. Parmi les solutions essentielles qui ne rentrent pas dans cette définition, citons l’amélioration de l’efficacité énergétique des bâtiments, le stockage d’énergie derrière le compteur, l’entretien des panneaux solaires, l’échange de droits d’émission entre les provinces, ou toute autre mesure que les services publics pourraient prendre pour réduire la demande en électricité ou augmenter l’offre d’électricité dans une perspective de carboneutralité. Ces solutions ne font pas partie de la définition des tarifs de base ; cependant, si elles représentent un coût raisonnable pour le client, elles devraient être autorisées et les services publics devraient être compensés pour ces solutions, qui devraient être incluses dans la définition des tarifs de base.
C’est pour ces raisons qu’Électricité Canada propose de remplacer le principe du moindre coût du service par celui du « moindre coût de la carboneutralité ». Aux termes d’une structure réglementaire fondée sur le principe du moindre coût de la carboneutralité, chaque service public aurait pour tâche de trouver des solutions à moindre coût pour accroître l’approvisionnement en électricité au rythme raisonnable, mais constant (environ 3,1 % par année)
nécessaire pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050 ; par ailleurs, les organismes de réglementation provinciaux et territoriaux disposeraient de directives claires pour déterminer si ces propositions sont raisonnables et pourraient vérifier si les nouveaux projets répondent aux objectifs provinciaux et territoriaux en matière de nouveaux besoins énergétiques carboneutres. Dans le cadre du principe du moindre coût de la carboneutralité, les organismes de réglementation seraient autorisés à prendre en compte les besoins énergétiques à long terme, ainsi que les effets sur l’environnement, et les services publics pourraient faire preuve de créativité dans la manière dont ils choisissent de répondre à ces besoins énergétiques à long terme.
Le risque que représente le principe du moindre coût de la carboneutralité pour le consommateur est faible. En effet, le coût de la croissance du système électrique serait principalement payé par d’autres groupes qui électrifient leur mode de consommation d’énergie. L’argent qui aurait été consacré à l’achat d’essence et d’autres énergies émettrices serait plutôt versé aux entreprises du secteur de l’électricité, car ce sont elles qui fournissent l’énergie.
Le principe du moindre coût de la carboneutralité est également flexible ; il s’agit d’un système dans lequel chaque organisme de réglementation provincial ou territorial pourra fixer ses propres objectifs et examiner les solutions au fur et à mesure qu’elles seront proposées. Il n’y a pas de mesure prescriptive que chaque province devrait prendre ; les activités de l’Alberta pour atteindre la carboneutralité seront différentes de celles de la Nouvelle-Écosse. Le gouvernement fédéral jouerait également un rôle important en aidant les provinces et les territoires à déterminer la façon d’atteindre leurs objectifs individuels de consommation carboneutre en leur fournissant des conseils et des modèles.
Cette modification proposée de la structure réglementaire ne vise pas à bouleverser le fonctionnement du marché canadien de l’électricité, mais plutôt à permettre aux entreprises d’électricité et aux organismes de réglementation de reconnaître que de nouveaux objectifs et outils sont nécessaires pour atteindre l’objectif de carboneutralité d’ici 2050. Si le Canada veut réaliser ses ambitions en matière de climat, nos gouvernements et nos organismes de réglementation de l’énergie doivent dire un adieu respectueux au concept du moindre coût du service et adopter celui du moindre coût de la carboneutralité.
1 À la page 23 du rapport, on peut lire : « Afin d’accélérer l’électrification de son économie, le Canada devra produire de l’énergie encore plus propre à un coût encore plus abordable qu’il ne le fait aujourd’hui. Le
Canada devra, d’ici 2050, produire deux ou trois fois plus d’énergie propre qu’il ne le fait maintenant. » Cette déclaration est tirée d’une analyse réalisée en 2016 par le Projet Trottier pour l’avenir énergétique, intitulée « Défis et opportunités pour le Canada : Transformations pour une réduction majeure des émissions de GES », accessible à : https://iet.polymtl.ca/wp-content/uploads/delightful-downloads/
TEFP_FinalReport_20160425.pdf (en anglais seulement).
2 Source : Agence internationale de l’énergie (AIE), https://iea.blob.core. windows.net/assets/7ec2467c-78b4-4c0c-a966-a42b8861ec5a/
Canada2022.pdf (en anglais seulement), consultée le 25 janvier 2022.
3 Source : Ressources naturelles Canada https://oee.nrcan. gc.ca/organisme/statistiques/bnce/apd/showTable. cfm?type=CP§or=tran&juris=ca&rn=7&page=4, consultée le 17 août 2021.
4 Le secteur de l’électricité a produit 641,1 terawatt/heures en 2018.
Source : Ressources naturelles Canada https://www.cigre.org/ userfiles/files/Community/National%20Power%20System/2020_
National_Power_System_CANADA.pdf, consultée le 17 août 2021.
5 Source : US Dept. of Energy, https://www.fueleconomy. gov/feg/atv-ev.shtml, consultée le 17 août 2021.
6 La population du Canada s’élève à 38 millions d’habitants. Source :
Statistique Canada https://www150.statcan.gc.ca/t1/tbl1/fr/ tv.action?pid=1710000901&request_locale=fr, consultée le 17 août 2021.
Cette analyse se fonde sur la projection de croissance modérée de la population du Canada, qui prévoit une population totale d’environ 45 millions d’habitants en 2050. Source : Statistique Canada https://www150.statcan.gc.ca/n1/pub/91520-x/2019001/sect02-fra.htm, consultée le 17 août 2021.
7 Le calcul complet pour trouver le taux de croissance annuel est ((45 000 000/38 000 000)*2)^(1/28) = 1 031. Le système doit croître de 3 % par itération pour atteindre une augmentation de taille totale de 2,37 sur 29 itérations composées. Dans le cas présent, les itérations sont des années et le choix s’est porté sur 29 ans, car il reste 29 ans avant 2050.
Accélération de l’atteinte de la carboneutralité
Faire plus, et le faire plus rapidement. Dans un contexte où il est urgent de prendre des mesures pour lutter contre le changement climatique, le gouvernement canadien a indiqué qu’il souhaitait mettre en place un réseau électrique carboneutre d’ici 2035. Le temps presse. Le rapport sur l’état de l’industrie canadienne de l’électricité de cette année examine les répercussions de l’objectif de carboneutralité sur l’industrie et offre un aperçu des mesures nécessaires et des recommandations spécifiques qui permettront à l’industrie canadienne de l’électricité de continuer à fournir une électricité sûre, sécuritaire et durable à tous les Canadiens dans un contexte de transformation rapide.
Consultez le rapport maintenant
Électricité Canada : Le Réseau 2022
Exploration de l’évaluation dynamique des lignes pour accroître la capacité du réseau de transport
Richard Boulton
Le Canada s’est fixé comme objectif d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050, ce qui crée un mouvement en faveur de l’intégration d’une plus grande quantité d’énergies renouvelables dans le réseau. En raison de la transition vers l’électricité pour bon nombre de nos utilisations actuelles de combustibles fossiles, par exemple l’adoption des véhicules électriques, il faudra acheminer de plus en plus d’électricité propre sur le réseau de transport. Selon de nombreux observateurs, la consommation d’électricité sera de deux à quatre fois plus importante qu’aujourd’hui.
À titre de directeur de l’ingénierie et de la technologie à AltaLink, je suis chargé de préparer le réseau en vue de l’électrification et de l’intégration d’une plus grande quantité d’énergies renouvelables. L’évaluation dynamique des lignes est une technologie que nous explorons actuellement pour contribuer à l’optimisation du réseau.
Les lignes de transport aériennes sont conçues de manière à fonctionner jusqu’à une température d’exploitation maximale. Les pertes en ligne, qui dégagent de la chaleur, augmentent quand une plus grande quantité de courant circule sur les lignes de transport. Lorsque cette énergie thermique se dissipe dans l’air environnant, la quantité de courant qui dégage assez de chaleur pour que la ligne atteigne sa température de calcul varie selon les conditions ambiantes. Le vent et la température ambiante sont les deux facteurs qui ont la plus grande incidence sur la capacité à cet égard.
Un dépassement de la température d’exploitation maximale d’une ligne d’électricité peut présenter un risque pour la sécurité et mettre en péril la fiabilité. C’est pourquoi les compagnies d’électricité évaluent la capacité de leurs lignes en utilisant des hypothèses prudentes concernant les conditions ambiantes. On parle en pareil cas d’une « évaluation statique ».
L’évaluation dynamique des lignes varie en fonction des mesures en temps réel ou des prévisions relatives à une ligne de transport d’électricité ou aux conditions ambiantes. Les conditions météo sont très variables. Or, les évaluations statiques reposent sur des hypothèses prudentes. La plupart du temps, la capacité d’une ligne de transport est nettement supérieure à son évaluation statique : elle peut même parfois représenter le double de cette évaluation. AltaLink a testé divers appareils pour mesurer les conditions en temps réel sur ses lignes de transport d’électricité afin de procéder à des évaluations dynamiques. En raison du rude environnement albertain, ces appareils ont cessé de fonctionner ou dépassé la plage d’étalonnage ou bien ils ont été emportés par le vent. Ces dernières années, nous nous sommes concentrés sur les approches faisant appel à des stations d’observation météorologique et à des prévisions météorologiques, qui sont beaucoup plus fiables.
Nous avons constaté que l’évaluation dynamique des lignes convient particulièrement bien aux lignes dont la charge correspond aux conditions ambiantes, par exemple celles qui acheminent l’électricité d’origine éolienne. Les jours de grand vent, lorsqu’un parc éolien produit davantage d’énergie, la ligne de transport peut acheminer une plus grande quantité d’électricité parce que le vent abaisse sa température. Bref, en raison de l’effet de refroidissement, la capacité de transport d’électricité augmente en proportion de la vitesse du vent. AltaLink a utilisé cette technique avec succès dans le cas d’une ligne de transport raccordée à un parc éolien. Nous explorons d’autres possibilités de tirer parti de cette nouvelle technologie puissante et très prometteuse.
Alors même que la demande d’électrification, d’énergies renouvelables et de transformation de la filière énergétique continue d’augmenter au pays, l’évaluation dynamique des lignes peut aider les compagnies d’électricité canadiennes à exploiter un potentiel qui existe déjà afin d’améliorer le réseau. Je suis fier du travail que nous avons accompli jusqu’à présent en mettant à l’essai cette technologie novatrice!
Électricité Canada : Le Réseau 2022
Une grande vision pour une petite communauté : une solution de stockage d’énergie par batterie à distance
Peter Brodsky
Service des communications, FortisAlberta
Lorsqu’il est question de se propulser plus rapidement dans l’avenir des réseaux électriques, on ne songerait pas d’emblée à une société de distribution traditionnelle qui utilise des lignes aériennes et des poteaux. Or, chez FortisAlberta, nous investissons des talents et des ressources dans des solutions qui non seulement répondent aux besoins de notre clientèle, mais aussi témoignent de l’importance que nous accordons aux solutions durables.
FortisAlberta s’est récemment heurtée à un nouveau problème : il fallait améliorer la fiabilité de l’approvisionnement en électricité d’une communauté située dans un parc national, entourée d’une précieuse forêt ancienne, dans un village qui compte seulement 150 résidents à l’année, mais où affluent pas moins de 400 000 visiteurs annuellement pendant les mois d’été. La solution consistait à charger notre premier système de stockage d’énergie par batterie pour fournir une alimentation de secours dans le Parc national des Lacs-Waterton et améliorer ainsi la fiabilité de l’approvisionnement en électricité locale en entraînant le moins de répercussions possible sur l’environnement fragile du secteur.
Auparavant, l’alimentation n’était assurée que par une ligne de distribution de 70 km reliant le parc national au réseau. Puisqu’il s’agit d’une zone venteuse et très boisée, les pannes de courant qui touchent le village de Waterton sont plus fréquentes et plus longues que presque partout ailleurs sur le territoire desservi par FortisAlberta. Pour construire une deuxième ligne de distribution afin d’alimenter la localité, il aurait fallu abattre des arbres matures et perturber un habitat faunique fragile. Le projet met en valeur les avantages techniques, économiques, environnementaux et sociaux d’un système de stockage d’énergie par batterie, de la production d’énergie solaire photovoltaïque renouvelable et de systèmes de pointe qui commandent la distribution. En cas de panne, le système de stockage maintiendra l’alimentation en électricité jusqu’à ce que la ligne soit réparée. Il offrira donc une nouvelle source d’électricité fiable pour alimenter le village de Waterton et le complexe de Parcs Canada.
Nous avons créé un microréseau qui facilitera la transition entre le réseau d’électricité et la batterie de stockage lors de la plupart des perturbations du réseau, si bien que le village de Waterton ne subira aucune interruption de service », explique Kevin Noble, directeur de l’ingénierie à FortisAlberta. « Maintenant que nous avons testé et prouvé la faisabilité de cette technologie à Waterton, nous sommes bien placés pour proposer des solutions similaires à nos clients d’autres localités éloignées », ajoute Janine Sullivan, présidente-directrice générale de l’entreprise. Le Programme des réseaux intelligents de Ressources naturelles Canada, Alberta Innovates, Emissions Reduction Alberta, Opus One Solutions et FortisAlberta ont financé ce projet de 5,1 millions de dollars.
FortisAlberta possède et exploite la batterie et les systèmes de commande, qui se trouvent dans le bloc des services d’entretien de Parcs Canada. Pour sa part, Parcs Canada possède et exploite les panneaux solaires installés sur le toit de cet immeuble, lesquels font partie intégrante du microréseau. Tous ces équipements entraîneront une réduction des émissions de gaz à effet de serre de l’ordre de 25 %.
