Perspectives de planification de l'Ontario

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1 Perspectives de planification de l’Ontario Perspectives de planification de l’Ontario Rapport technique sur le réseau d’électricité préparé par la SIERE 1er SEPTEMBRE 2016

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2 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité Table des matières Avant-propos1 L’état du réseau: examen décennal 2 Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20ans  5 3.1 Perspectives en matière de demande  5 3.2 Perspectives en matière d’économies d’énergie 8 3.3 Perspectives en matière d’approvisionnement 8 3.4 Perspectives en matière de marché et d’exploitation du réseau

15 3.5 Perspectives en matière de transport et de distribution 16 3.6 Perspectives en matière d’émissions 18 3.7 Perspectives en matière de coût du réseau d’électricité 21 Conclusion22 Annexes et modules 24

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1 Perspectives de planification de l’Ontario Avant-propos 1 Le présent rapport fait suite à la demande du 10 juin 2016 émanant du ministre de l’Énergie, qui priait la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) de lui présenter, en vertu du paragraphe 25.29(3) de la Loi de 1998 sur l’électricité, un rapport technique sur la suffisance et la fiabilité des ressources en électricité de l’Ontario à l’appui de l’élaboration du plan énergétique à long terme (PELT) (voir l’annexe A). Il présente les perspectives de planification de la SIERE pour la période allant de 2016 à 2035 et une gamme de perspectives en matière de demande.

Pour l’avenir, le réseau d’électricité de l’Ontario est bien placé pour continuer de répondre aux besoins de la province tout en s’adaptant aux changements considérables observés à l’échelle du secteur. Au cours des dix dernières années, les centrales au charbon ont été remplacées par des installations de production variées – énergie éolienne, solaire et hydraulique, bioénergie, gaz naturel et énergie nucléaire (remise à neuf de centrales). Combinées avec des investissements dans l’économie d’énergie et le transport d’électricité, ces ressources : •  ont résolu les problèmes de fiabilité que l’on rencontrait il y a une dizaine d’années; •  ont réduit de plus de 80 % les émissions de gaz à effet de serre du secteur ontarien de l’électricité; •  aideront, grâce aux investissements actuellement prévus, à répondre aux besoins de la province pendant une bonne partie de la période de planification.

La mise en œuvre des politiques provinciales concernant le changement climatique, conformes au Plan d’action contre le changement climatique, à la Loi de 2016 sur l’atténuation du changement climatique et une économie sobre en carbone et à la Déclaration de Vancouver sur la croissance propre et les changements climatiques, aura une incidence sur la demande et l’approvisionnement en électricité, notamment en raison de l’électrification accrue de l’économie.

Le présent rapport donne d’abord un aperçu de l’état actuel du réseau d’électricité de l’Ontario. À la demande du ministre, il examine aussi les perspectives en matière de demande; les possibilités associées à des ressources telles que les économies d’énergie, la bioénergie, l’énergie éolienne, solaire, hydraulique et nucléaire ainsi que les nouvelles ressources énergétiques décentralisées pour répondre à cette demande; les risques associés à ces diverses ressources; et les coûts du réseau d’électricité.

Le rapport examine les besoins du réseau au cours des vingt prochaines années en ce qui concerne la puissance, la fiabilité, le marché et l’exploitation du réseau ainsi que le transport et la distribution. Il présente aussi les perspectives en matière d’émissions du secteur de l’électricité.

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2 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité L’état du réseau : examen décennal 2 Les investissements faits au cours des dix dernières années ont établi une assise solide pour le réseau d’électricité de l’Ontario. Entre 2005 et 2015, l’approvisionnement en électricité a affiché une croissance nette. Plus précisément, des centrales au charbon totalisant une puissance installée de plus de 6 gigawatts (GW) ont été fermées et remplacées par des installations de production alimentées au moyen d’énergie renouvelable, de gaz naturel ou d’énergie nucléaire et de la gestion de la demande totalisant plus de 14 GW (figure 1).

Ces changements ont modifié radicalement le portefeuille énergétique de la province : la part des ressources fossiles a diminué, tandis que celle des ressources non fossiles s’est accrue.

L’énergie renouvelable représente maintenant 40 % de la puissance installée de l’Ontario et assure environ un tiers de la production d’électricité provinciale. Combinée avec les ressources nucléaires, qui représentent un tiers de la puissance installée de l’Ontario et assurent près de 60 % de la production d’électricité provinciale, ces ressources non fossiles servent maintenant à produire environ 90 % de l’électricité en Ontario (figure 2).

Depuis toujours, l’électricité circule sur le réseau d’électricité – par les lignes de transport principales – à partir de grandes installations de production centrales jusqu’aux centres de consommation, mais nous observons depuis dix ans une augmentation de la production intégrée dans les réseaux de distribution de la province.

De façon générale, les ressources énergétiques décentralisées englobent des sources renouvelables, comme l’énergie solaire, éolienne ou hydraulique ou la bioénergie, celles produites par des centrales de cogénération (électricité et chaleur) et celles dégagées par la gestion de la demande. L’approvisionnement découlant des installations de production intégrées raccordées au réseau de distribution était négligeable en 2005. Toutefois, dès la fin de 2015, la puissance installée de ces installations atteignait environ 3 600 mégawatts (MW)2 .

La demande mesurée sur le réseau principal de la province a diminué au cours des dix dernières années (figure 3) en raison des effets des économies d’énergie, des installations de production décentralisée, de l’évolution de la conjoncture économique et de l’établissement du prix. Figure 1 : Puissance installée en Ontario en 2005 et en 2015 Énergie nucléaire Énergiehydraulique Charbon Gaz naturel Énergie solaire ou éolienne ou bioénergie 37 % 26 % 21 % 16 %

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3 Perspectives de planification de l’Ontario 2. L’état du réseau : examen décennal La demande ontarienne sur le réseau non ajustée en fonction des conditions météo était inférieure d’environ 10 % en 2015 par rapport à celle de dix ans plus tôt : elle a été ramenée de 151 térawattheures (TWh) en 2006 à 137 TWh en 2015.

L’augmentation de l’approvisionnement et la réduction de la demande ont eu pour effet d’accroître la marge de puissance de l’Ontario et d’éliminer le déficit de puissance qui existait au début des années 2000. Entre 2006 et 2015, les économies d’énergie et la gestion de la demande ont joué un rôle croissant dans la réduction de la demande d’électricité et de la demande de pointe. Grâce aux programmes d’économie d’énergie et aux modifications apportées aux codes et aux normes, la province a économisé 12,7 TWh d’électricité (figure 4)4 .

Collectivement, les initiatives de gestion de la demande ont permis de réduire la demande de pointe estivale. La demande de pointe de 27 005 MW enregistrée sur le réseau le 1er août 2006 demeure un sommet absolu à l’échelle de la province. Par comparaison, la demande de pointe sur le réseau en 2015 a été de 22 516 MW5 . La SIERE a entrepris des mesures de gestion de la demande sur le marché, où elle peut y faire appel au même titre qu’à d’autres ressources pour répondre aux besoins provinciaux. La première mise aux enchères de puissance aux fins de la gestion de la demande, qui a été tenue en décembre 2015, a permis de dégager 391,5 MW pour l’été 2016 et 403,7 MW pour l’hiver 2016-2017.

Les ressources associées à la gestion de la demande ont permis de dégager environ 1,8 GW en 2015 (figure 5). Figure 3 : Demande d’électricité historique en Ontario3 Demande d’électricité (TWh) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 125 130 135 140 145 150 155 160 165 Demande brute Économies d’énergie Demande nette Production intégrée Demande réelle sur le réseau Figure 4 : Économies d’électricité associées aux économies d’énergie en 2015 Programmes Codes et normes 8,5 TWh 4,2 TWh Économies d’électricité en 2015 Figure 5 : Puissance dégagée grâce à la gestion de la demande en 2015 Peaksaver PLUS Mise aux enchères de puissance Tarification selon l’heure de consommation Initiative d’économies d’énergie en milieu industriel (IEEMI) 164 MW 526 MW 59 MW 1 000 MW Puissance dégagée grâce à la gestion de la demande en 2015 (MW) 2 00 4 00 6 00 8 00 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800 2015 3  L’énergie permettant de répondre à la « demande sur le réseau » est acheminée sur le réseau principal aux clients de gros et aux sociétés de distribution locales.

La « demande nette » correspond au total de la demande sur le réseau et de la production des installations intégrées injectée sur le réseau de distribution. La « demande brute » représente l’électricité nécessaire avant les effets des économies d’énergie et reflète la demande nette après prise en compte des effets des économies.

4 Les résultats obtenus en 2015 au titre des économies d’énergie n’avaient pas encore été vérifiés au moment de la rédaction du présent rapport. 5  La demande de pointe ajustée en fonction des conditions météo s’est chiffrée à 25 162 MW en 2006 et à 23 965 MW en 2015. À moins d’indication contraire, toutes les perspectives en matière de demande indiquées dans le présent rapport se rapportent à la demande de pointe nette ajustée en fonction des conditions météo.

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4 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 2. L’état du réseau : examen décennal La capacité d’exploitation du réseau a évolué au cours des dix dernières années.

Compte tenu des conditions de production excédentaire pour assurer la charge de base, la SIERE a amélioré ses processus pour maintenir l’équilibre entre l’approvisionnement et la demande en réduisant la production des installations éoliennes et solaires raccordées au réseau et en réduisant la production de réacteurs nucléaires ou en les mettant temporairement à l’arrêt. L’Initiative d’intégration des énergies renouvelables de la SIERE a mis en place un processus centralisé d’établissement de prévisions des ressources pour aider à réduire les erreurs de prévision dans le cas de la production variable.

La SIERE a aussi commencé à explorer le recours au stockage d’énergie et à la gestion de la demande pour assurer des services de réglementation.

Grâce à l’abandon des centrales au charbon et à la réduction de la demande d’électricité, les émissions de gaz à effet de serre (GES) du secteur ontarien de l’électricité ont diminué de 80 % depuis 2005 (figure 6). Les émissions de carbone attribuable à ce secteur représentaient environ 4 % des quelque 7 mégatonnes d’émissions totales de GES dans la province en 2015. Un investissement accru au titre du transport a influé sur l’évolution de la quantité et de la nature de l’approvisionnement en électricité de l’Ontario au cours des dix dernières années. Cet investissement a été affecté à plusieurs fins : appuyer la politique ontarienne d’abandon des centrales au charbon, permettre l’intégration de nouvelles ressources d’énergie renouvelable, renforcer la fiabilité du réseau d’électricité à l’échelle de la province et améliorer l’accès aux marchés de l’électricité voisins.

En chiffres réels, le coût total du service d’électricité a augmenté de 32 % entre 2006 et 2015, principalement en raison des nouveaux investissements dans l’infrastructure de production et de distribution7 . Il représente maintenant environ 20 milliards de dollars par an en dollars courants. Au cours de la même période, les réductions de la demande globale ont fait augmenter de 3,9 % par an le coût unitaire moyen de l’électricité en chiffres réels, qui s’établit maintenant à environ 140 $ par mégawattheure (MWh) en dollars courants. Comme il est expliqué à la section 3.7, les coûts unitaires devraient se stabiliser au cours de la période de planification.

« Grâce à l’abandon des centrales au charbon et à la réduction de la demande d’électricité, les émissions de gaz à effet de serre (GES) du secteur ontarien de l’électricité ont diminué de 80 % depuis 2005. » Figure 6 : Émissions de GES du secteur de l’électricité6 Émissions de GES du secteur de l’électricité (mégatonnes d’éq. CO 2 ) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 5 10 15 20 25 30 35 40 6 Les données se rapportant aux émissions de 2015 sont estimatives. 7 L’année 2005 a été hors norme en raison des conditions météo inhabituelles et des conditions d’approvisionnement difficiles qui ont entraîné une demande très forte et des prix record sur les marchés de l’électricité.

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5 Perspectives de planification de l’Ontario Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans 3 3.1 Perspectives en matière de demande La demande d’électricité constitue le point de départ de l’évaluation des perspectives concernant le réseau d’électricité. Toute perspective en matière de demande comporte une part d’incertitude, car la demande future variera selon la conjoncture économique, la démographie, la politique et d’autres considérations (figure 7). La planification de l’électricité reconnaît explicitement les incertitudes qui entourent l’un ou l’autre de ces facteurs en prenant en compte une plage de valeurs éventuelles.

En préparant le présent rapport, la SIERE a envisagé une plage de demande d’électricité en Ontario, allant de 133 à 197 TWh en 2035, comparativement à 143 TWh en 2015 (figure 8). Cette plage se reflète dans quatre perspectives qui établissent le contexte pour les discussions et la planification intégrée à long terme. Toutes les perspectives reflètent les mesures mentionnées dans le Plan d’action contre le changement climatique récemment annoncé par le gouvernement8 .

Les quatre perspectives en matière de demande d’électricité de l’Ontario s’établissent comme suit : •  Perspective A (ou « perspective de demande plus faible »), qui explore l’incidence d’une demande d’électricité plus faible; •  Perspective B (ou « perspective de demande stable »), qui explore l’incidence d’une demande à long terme correspondant en gros à la demande actuelle; •  Perspectives C et D (ou « perspectives de demande plus élevée »), qui explorent l’incidence de demandes plus élevées en raison de différents niveaux d’électrification associés aux choix stratégiques dans le domaine du changement climatique.

La demande de pointe estivale varierait, d’une perspective à l’autre, entre 22,6 et 28,5 GW en 2035 (figure 9). La demande de pointe hivernale se chiffrerait entre 20,6 et 35,4 GW (figure 10). Selon les perspectives C et D, la demande de pointe de l’Ontario serait de nouveau enregistrée en hiver en raison de l’utilisation accrue d’électricité pour le chauffage des locaux. Figure 7 : Incertitude de la demande Plage de la demande d’électricité annuelle (TWh) 2015 2020 2025 2030 2035 80 100 120 140 160 180 200 220 8 Plan d’action quinquennal de l’Ontario contre le changement climatique 2016-2020 (juin 2016) https:/ /www.ontario.ca/fr/page/plan-daction-contre-changement-climatique.

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6 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Figure 8 : Demande d’électricité nette en Ontario selon les différentes perspectives en matière de demande 80 100 120 140 160 180 200 220 Demande d’électricité nette en Ontario (TWh) 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D Figure 9 : Demande de pointe estivale nette en Ontario selon les différentes perspectives en matière de demande 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 Demande de pointe estivale nette en Ontario (GW) 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D Figure 10 : Demande de pointe hivernale nette en Ontario selon les différentes perspectives en matière de demande Demande de pointe hivernale nette en Ontario (GW) 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D

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7 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Le tableau 1 résume les hypothèses associées aux différentes perspectives en matière de demande. En juin 2016, le gouvernement a publié son Plan d’action contre le changement climatique, qui établit plusieurs objectifs stratégiques visant à encourager une réduction de la consommation de combustibles fossiles en Ontario. Une électrification est possible dans pratiquement tous les domaines d’utilisation de l’énergie. L’électrification du secteur des transports a grandement retenu l’attention au cours des dernières années du fait qu’elle pourrait s’avérer une solution économique et propre pour remplacer les moteurs alimentés par les combustibles fossiles.

Une substitution de combustible est également possible dans d’autres secteurs, en particulier dans les cas où l’on utilise principalement du mazout ou du gaz naturel. Dans un premier temps, le Plan d’action contre le changement climatique mettra l’accent sur les programmes au cours des cinq prochaines années, mais on prévoit de l’actualiser régulièrement. Chacune des quatre perspectives en matière de demande dont fait état le présent rapport reflète l’incidence que les mesures à court terme prévues dans ce programme auraient sur le secteur de l’électricité. Le rythme d’électrification crée une incertitude à long terme.

Tableau 1 : Hypothèses se rapportant aux différentes perspectives en matière de demande Secteur Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D Résidentiel (52 TWh en 2015) 48 TWh en 2035 51 TWh en 2035 Les chaudières au mazout sont remplacées par des thermopompes. Le chauffage électrique des locaux et de l’eau accapare 25 % de la part de marché des installations au gaz. (58 TWh en 2035)* Les chaudières au mazout sont remplacées par des thermopompes. Le chauffage électrique des locaux et de l’eau accapare 50 % de la part de marché des installations au gaz. (64 TWh en 2035) Commercial (51 TWh en 2015) 49 TWh en 2035 54 TWh en 2035 Les chaudières au mazout sont remplacées par des thermopompes.

Le chauffage électrique des locaux et de l’eau accapare 25 % de la part de marché des installations au gaz. (63 TWh en 2035) Les chaudières au mazout sont remplacées par des thermopompes. Le chauffage électrique des locaux et de l’eau accapare 50 % de la part de marché des installations au gaz. (69 TWh en 2035) Industriel (35 TWh en 2015) 29 TWh en 2035 35 TWh en 2035 Une consommation équivalente d’énergie électrique remplace 5 % de la consommation d’énergie fossile de 2012.

(43 TWh en 2035) Une consommation équivalente d’énergie électrique remplace 10 % de la consommation d’énergie fossile de 2012.

(51 TWh en 2035) Véhicules électriques (

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8 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans 3.2 Perspectives en matière d’économies d’énergie Les quatre perspectives prennent en compte la réalisation de l’objectif de 30 TWh dès 2032 établi dans le PELT de 2013 et la cible à court terme de 8,7 TW dès 2020 établie dans le cadre intitulé Priorité à la conservation de l’énergie et le Programme d’accélération pour le secteur industriel. Une combinaison de programmes d’économies d’énergie ainsi que de codes du bâtiment et de normes relatives aux équipements (figure 11) permettra d’atteindre la cible à long terme.

On devrait atteindre environ 60 % de cette cible grâce aux programmes mis en œuvre à ce jour, lesquels font partie du cadre Priorité à la conservation de l’énergie, ainsi que grâce aux codes et aux normes. Pour atteindre la cible à long terme, on présume que des programmes d’économies d’énergie continueront d’être offerts aux consommateurs lorsque le cadre aura pris fin. La conception des programmes à venir et les éléments sur lesquels ils porteront seront déterminés en fonction de la future conjoncture dans le secteur et sur le marché ainsi que de l’expérience acquise dans la mise en œuvre du cadre actuel.

En juin 2016, la SIERE a mené une étude sur le potentiel réalisable pour évaluer les économies d’énergie possibles en Ontario. Elle s’est alors penchée sur les possibilités de mettre en place des programmes d’efficacité énergétique et des projets de production « derrière le compteur ». D’après l’étude, selon les hypothèses budgétaires actuelles, les sociétés de distribution locales (SDL) pourraient économiser environ 7,4 TWh d’ici 2020. L’étude a également révélé que les clients branchés aux réseaux de distribution et de transport pourraient économiser environ 19 TWh à long terme, plus précisément d’ici 2035.

Avec des budgets plus élevés, on pourrait réaliser des économies supplémentaires. Les auteurs de l’étude ont examiné des mesures d’économie et des technologies actuellement à notre portée. Or, il y a lieu de croire que nous aurons accès à des technologies nouvelles, peut-être révolutionnaires, qui modifieront les perspectives concernant les économies réalisables. La SIERE continuera de mettre à jour ses évaluations pour comprendre le potentiel d’économies d’énergie afin d’en tenir compte dans ses plans d’action à venir.

Les augmentations et diminutions de la demande auront aussi une incidence sur les possibilités d’économies d’énergie. Dans le cas des perspectives de demande plus élevée, on présume que l’augmentation de la demande sera attribuable à l’électrification d’utilisations finales essentielles, par exemple le chauffage des locaux et de l’eau. En définissant ces perspectives, la SIERE a supposé que des clients remplaceraient leur chaudière au mazout ou au gaz naturel par une technologie électrique efficace, par exemple une thermopompe à l’air. Ainsi, elle a présumé que ces perspectives donneraient lieu à des économies d’énergie considérables.

Il pourrait exister certaines possibilités d’économies d’énergie autres que celles déjà présumées, car elles seraient alors plus fructueuses que dans la perspective de demande stable, en particulier après 2025, alors que de nouvelles ressources seront nécessaires pour répondre à la demande. Dans ces perspectives, les programmes devraient viser à répondre aux besoins associés à la demande de pointe hivernale. Toutefois, des études supplémentaires s’imposent pour déterminer le potentiel d’économies d’énergie supplémentaires correspondant aux différentes perspectives en matière de demande. 3.3 Perspectives en matière d’approvisionnement Comme nous l’avons déjà mentionné, l’Ontario est très bien placée pour composer avec n’importe laquelle des perspectives en matière de demande exposées dans le présent rapport.

Trois facteurs lui assurent cette solide position de départ : •  la puissance combinée de ressources existantes à l’heure actuelle (« ressources existantes »); •  les ressources acquises mais non encore mises en service (« ressources engagées »); •  les ressources non encore acquises ou bien acquises mais affectées à la réalisation des objectifs stratégiques du gouvernement énoncées dans le PELT de 2013 et ailleurs (« ressources affectées »). Figure 11 : Réalisations au titre des économies d’énergie et perspectives d’atteinte de l’objectif du PELT de 2013 Économies prévues grâce aux futurs programmes et codes et normes Économies prévues grâce aux programmes prévus (2016-2020) Économies récurrentes associées à d’anciens programmes (2006-2015) Codes et normes (mis en œuvre en 2016 ou ultérieurement) Code et normes (mis en œuvre en 2015 ou plus tôt) 5 10 15 20 25 30 35 Économies d’électricité associées aux économies d’énergie (TWh) 2 6 2 7 2 8 2 9 2 1 2 1 1 2 1 2 2 1 3 2 1 4 2 1 5 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5

9 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Si l’on continuait d’exploiter toutes les ressources existantes après l’expiration des contrats connexes et si les centrales nucléaires remises en état, les ressources engagées et les ressources affectées entraient en service comme prévu, l’Ontario disposerait d’une puissance installée totalisant près de 43 GW d’ici 2035 (figure 12). En revanche, si l’on mettait hors service toutes les ressources existantes après l’expiration des contrats, sa puissance installée se chiffrerait alors à environ 25 GW.

Plusieurs risques pourraient influer sur l’approvisionnement disponible dans l’horizon de planification. Mentionnons le risque de retard dans la mise en œuvre, notamment pour le programme de remise en état des centrales nucléaires, ainsi que l’effet du vieillissement sur la performance du parc de production. Pourvu que les ressources prévues entrent en service et que l’on continue d’exploiter les ressources existantes, les ressources existantes, engagées et affectées de l’Ontario seraient adéquates dans la perspective de demande stable. On disposerait d’une flexibilité suffisante pour répondre à une demande plus faible ou s’adapter à de nouvelles possibilités ou priorités.

Des ressources supplémentaires seraient nécessaires pour répondre à une demande plus élevée, comme dans les perspectives C et D (figure 13). 3.3.1 Perspectives en matière d’approvisionnement en cas dedemande plus faible (perspective A) L’Ontario pourrait s’adapter à une demande plus faible en ne renouvelant pas les contrats arrivant à expiration avec les installations de production. Elle pourrait aussi avoir recours à des mécanismes de sortie à l’égard de la remise à neuf des centrales nucléaires en cas de faible demande soutenue découlant d’un changement technologique structurel ou révolutionnaire.

Ces mécanismes permettent d’harmoniser les futurs investissements de la province en fonction de l’évolution de ses besoins et priorités et des possibilités s’offrant à elle.

Figure 12 : Perspectives en matière de puissance installée d’ici 2035 Ressources existantes pour lesquelles le contrat est arrivé à expiration Ressources affectées Ressources engagées Centrales nucléaires remises en état Approvisionnement existant 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Puissance installée à la fin de l’année (GW) 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5 « Pourvu que les ressources prévues entrent en service et que l’on continue d’exploiter les ressources existantes, les ressources existantes engagées et affectées de l’Ontario seraient adéquates dans la perspective de demande stable.

On disposerait d’une flexibilité suffisante pour répondre à une demande plus faible ou s’adapter à de nouvelles possibilités ou priorités. »

10 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Figure 13 : Approvisionnement disponible en période de pointe par rapport aux besoins en ressources totaux9 Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D Ressources existantes dont le contrat arrive à expiration Ressources affectées Ressources engagées Centrales nucléaires remises en état Approvisionnement existant Apport de puissance en période de pointe estivale (GW) 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D Ressources existantes dont le contrat arrive à expiration Ressources affectées Ressources engagées Centrales nucléaires remises en état Approvisionnement existant Apport de puissance en période de pointe hivernale (GW) 2 1 6 2 1 7 2 1 8 2 1 9 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 3 2 2 4 2 2 5 2 2 6 2 2 7 2 2 8 2 2 9 2 3 2 3 1 2 3 2 2 3 3 2 3 4 2 3 5 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Par exemple, des contrats assurant actuellement une alimentation d’environ 18 GW arriveront à expiration d’ici 2035.

Les contrats se rapportant à environ la moitié de cette alimentation, assurée par des centrales au gaz naturel, arriveront à expiration au milieu ou à la fin des années 2020. L’autre moitié de l’alimentation est assurée au moyen de ressources renouvelables (figure 14).

Dans certaines situations, l’Ontario pourrait aussi avoir recours à un mécanisme de sortie à l’égard de la remise en état des centrales nucléaires. Dans le cas de la remise en état de tranches à la centrale nucléaire Bruce, ces situations sont énoncées dans le contrat conclu entre Bruce Power et la SIERE. Il s’agit notamment de variations de l’approvisionnement ou de la demande d’électricité par suite desquelles il ne serait plus nécessaire de remettre en état les tranches restantes ou de cas où d’autres ressources permettraient d’assurer l’alimentation en électricité de façon plus économique.

Ainsi, l’Ontario peut déterminer ses futurs investissements en fonction de l’évolution de ses besoins et de ses priorités ainsi que des possibilités s’offrant à elle. En outre, elle a des possibilités supplémentaires de diversifier ses engagements à l’égard de ressources d’approvisionnement, notamment le recours à des mécanismes comme la mise aux enchères de puissance. La plupart des contrats portant sur des centrales au gaz naturel et des installations de production d’énergie renouvelable ont une durée de 20 ans. Toutefois, avec un certain réinvestissement, il est possible de prolonger la durée de vie de ces centrales et installations au-delà de la période de validité des contrats connexes.

De nouveaux mécanismes pour l’acquisition de puissance assureraient un meilleur équilibre des engagements à court, à moyen et à long terme, ce qui donnerait à la province la flexibilité supplémentaire voulue pour s’adapter aux changements de situation et tirer parti de l’évolution des possibilités comme il est expliqué à la section 3.3.4. 9  Les besoins en ressources totaux comprennent les ressources nécessaires pour répondre à la demande de pointe ainsi que la réserve nécessaire (afin de prendre en compte les pannes des installations de production et la variabilité de la demande attribuable aux conditions météo).

11 Perspectives de planification de l’Ontario 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Figure 14 : Puissance installée des ressources pour lesquelles les contrats arriveront à expiration Contrats arrivant à expiration – Gaz naturel Contrats arrivant à expiration – Énergies renouvelables Puissance installée (GW) 2016 – 2020 2021 – 2029 2030 – 2035 2 3 1 4 5 6 7 8 3.3.2 Perspectives en matière d’approvisionnement en cas dedemande stable (perspective B) Comme dans le cas d’une demande plus faible, plusieurs options s’offriraient à l’Ontario pour répondre à une demande stable ou affichant un taux de croissance similaire au niveau actuel.

Par exemple, la province pourrait utiliser les ressources engagées et affectées existantes pourvu que les ressources prévues entrent en service et qu’elle puisse prendre des ententes pour poursuivre l’exploitation des ressources après l’expiration des contrats connexes. L’Ontario pourrait aussi répondre à une demande stable en tirant parti de l’amélioration des performances des technologies et de la diminution de leurs coûts pour remplacer les ressources existantes à l’expiration des contrats. Les nouvelles ressources pourraient alors comprendre les économies d’énergie, la gestion de la demande, les technologies d’énergies renouvelables et de stockage d’énergie, les ressources énergétiques décentralisées et les importations d’énergie propre.

Comme dans le cas d’une réduction de la demande d’électricité, les contrats arrivant à expiration et les mécanismes de sortie à l’égard de la remise en état des centrales nucléaires permettraient à la province de tirer parti de toute une gamme de possibilités dans l’avenir.

Figure 15 : Approvisionnement nécessaire selon les perspectives C et D Demande d’électricité nette annuelle (TWh) 130 140 150 160 170 190 180 200 2015 2035 Perspective C 2035 Perspective D Besoins en ressources totaux (GW) 24 28 32 40 36 44 2015 2035 Perspective C 2035 Perspective D 3.3.3 Perspectives en matière d’approvisionnement en cas dedemande plus élevée (perspectives C et D) L’Ontario aurait besoin de ressources supplémentaires pour faire face à une augmentation de la demande d’électricité. Selon les perspectives C and D, la demande d’ici 2035 serait respectivement supérieure d’environ 30 et 50 TWh à celle d’aujourd’hui, soit l’équivalent d’entre 20 et 40 % de la demande d’électricité actuelle en Ontario.

Les besoins en ressources pour les perspectives C et D passeraient d’environ 28 GW aujourd’hui à 34 et 41 GW respectivement (figure 15).

Comme l’illustre la figure 13, la SIERE prévoit que l’Ontario disposera de ressources suffisantes pour répondre à la demande de façon générale au cours des dix prochaines années pour toutes les perspectives. Au-delà de cette période, il y aura une incertitude accrue entourant la nécessité de nouvelles ressources, mais on devrait alors avoir accès à de nouvelles technologies supplémentaires.

12 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité 3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans Une demande plus élevée pourrait rendre nécessaires des ressources supplémentaires à long terme, mais ces besoins ne devraient pas se faire sentir avant le milieu des années 2020.

Toutefois, ils devraient s’accentuer considérablement au-delà de 2030. Une demande plus élevée pourrait aussi accroître le potentiel au chapitre des économies d’énergie. En effet, les économies d’énergie seraient plus fructueuses dans les perspectives prévoyant une demande plus élevée, car elles pourraient en pareil cas permettre d’éviter la construction d’une nouvelle infrastructure. Les avantages accrus tirés des économies d’énergie permettraient d’exploiter leur potentiel dans des utilisations finales existantes qui seraient autrement peu économiques et favoriserait des investissements supplémentaires dans des technologies plus efficaces, ce qui ne serait pas le cas dans les perspectives de demande plus faible.

3.3.4 Ressources d’approvisionnement On observe une multiplication des possibilités intéressantes qui s’offrent à l’Ontario pour accroître le déploiement de technologies propres, notamment les ressources énergétiques décentralisées, afin de répondre à une demande plus élevée. Ces possibilités découlent des avancées technologiques, de l’évolution des politiques et de la conception des marchés ainsi que de la mobilisation accrue des clients.

Il est important de signaler qu’aucune ressource ne permettrait à elle seule de répondre à tous les besoins des clients en tout temps (tableau 2).

Selon le cas, certaines ressources servent à assurer la charge de base et d’autres, la charge de pointe. Le coût d’exploitation de certaines ressources est plus élevé mais on peut les répartir, tandis que celui d’autres est faible mais leur production est très variable. Les besoins en électricité peuvent se rapporter à un ou plusieurs types de produits ou de services comme l’énergie, la puissance, la réglementation et la modulation de la production. Le maintien d’un portefeuille énergétique varié, où les différentes ressources sont complémentaires, constitue un moyen efficace de fournir les divers services nécessaires à l’appui d’une exploitation fiable et efficace.

Les caractéristiques de chacune de ces technologies actuelles sont analysées ci-après.

Économies d’énergie : Les économies d’énergie représentent une baisse de la consommation réalisée grâce à des programmes d’efficacité énergétique ainsi qu’à des codes du bâtiment et à des normes relatives à l’équipement. En tant que ressource, elles sont décrites plus en détail à la section 3.2. Les valeurs du coût unitaire moyen de l’énergie (CUME) présentées au tableau 2 reflètent la plage actuelle des coûts associés aux mesures d’économie d’énergie. Gestion de la demande : Des possibilités s’offrent aussi au chapitre des ressources de gestion de la demande (GD). Le PELT de 2013 établissait à ce titre un objectif de 10 % dès 2025 (soit environ 2,5 GW).

L’énergie dégagée par les ressources en matière de gestion de la demande s’est chiffrée à environ 1,8 GW en 2015. La disponibilité de ressources de GD supplémentaires variera en fonction de la perspective concernant la demande et des autres types de charge à prévoir si la demande de pointe la plus élevée en Ontario était désormais enregistrée en hiver. Tableau 2 : Caractéristiques des technologies actuelles Puissance Énergie Réserve d’exploitation Suivi de la charge Régulation de fréquence Facteur de charge Contribution à la pointe hivernale Contribution à la pointe estivale CUME ($/MWh) Économies d’énergie Oui Oui Non Non Non Selon la mesure Selon la mesure Selon la mesure 30-50 $ Gestion de la demande Oui Non Oui Oui Limitée s.o.

60 % 85 % s.o. Énergie solaire PV Limitée Oui Non Limitée Non 15 % 5 % 30 % 140-290 $ Énergie éolienne Limitée Oui Non Limitée Non 30 % 30 % 10 % 65-210 $ Bioénergie Oui Oui Oui Limitée Non 40-80 % 90 % 90 % 160-260 $ Stockage d’énergie Oui Non Oui Oui Oui Selon la technologie ou l’application Selon la technologie ou l’application Selon la technologie ou l’application Selon la technologie ou l’application Énergie hydraulique Oui Oui Oui Oui Oui 30-70 % 75 % 71 % 120-240 $ Énergie nucléaire Oui Oui Non Limitée Non 85-95 % 90-95 % 95-99 % 120-290 $ Gaz naturel Oui Oui Oui Oui Oui Jusqu’à 65 % 95 % 89 % 80-310 $ Source : SIERE.

CUME : Coût unitaire moyen de l’énergie.

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