Perspectives de planification de l'Ontario - Rapport technique sur le réseau d'électricité préparé par la SIERE - IESO
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Perspectives de
planification de l’Ontario
Rapport technique sur le réseau d’électricité
préparé par la SIERE
1er SEPTEMBRE 2016
Perspectives de planification de l’Ontario 1
Table des matières
Avant-propos1
L’état du réseau : examen décennal 2
Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans 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
2 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité
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 La mise en œuvre des politiques provinciales concernant le changement
de répondre aux besoins de la province tout en s’adaptant aux changements climatique, conformes au Plan d’action contre le changement climatique,
considérables observés à l’échelle du secteur. Au cours des dix dernières à la Loi de 2016 sur l’atténuation du changement climatique et une économie
années, les centrales au charbon ont été remplacées par des installations sobre en carbone et à la Déclaration de Vancouver sur la croissance propre
de production variées – énergie éolienne, solaire et hydraulique, bioénergie, et les changements climatiques, aura une incidence sur la demande et
gaz naturel et énergie nucléaire (remise à neuf de centrales). Combinées l’approvisionnement en électricité, notamment en raison de l’électrification
avec des investissements dans l’économie d’énergie et le transport accrue de l’économie.
d’électricité, ces ressources :
Le présent rapport donne d’abord un aperçu de l’état actuel du réseau
• o
nt résolu les problèmes de fiabilité que l’on rencontrait il y a une d’électricité de l’Ontario. À la demande du ministre, il examine aussi les
dizaine d’années; perspectives en matière de demande; les possibilités associées à des
ressources telles que les économies d’énergie, la bioénergie, l’énergie
• o
nt réduit de plus de 80 % les émissions de gaz à effet de serre du
éolienne, solaire, hydraulique et nucléaire ainsi que les nouvelles
secteur ontarien de l’électricité;
ressources énergétiques décentralisées pour répondre à cette demande;
• a ideront, grâce aux investissements actuellement prévus, à répondre les risques associés à ces diverses ressources; et les coûts du réseau
aux besoins de la province pendant une bonne partie de la période d’électricité. Le rapport examine les besoins du réseau au cours des
de planification. 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.
Perspectives de planification de l’Ontario 1
L’état du réseau : 2
examen décennal
Les investissements faits au cours des dix dernières années ont établi Figure 1 : Puissance installée en Ontario en 2005 et en 2015
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 Puissance Puissance
renouvelable, de gaz naturel ou d’énergie nucléaire et de la gestion de installée installée
la demande totalisant plus de 14 GW (figure 1). Ces changements ont en 2005 en 2015
modifié radicalement le portefeuille énergétique de la province : la part 31 GW 39 GW
des ressources fossiles a diminué, tandis que celle des ressources non
fossiles s’est accrue.
L’énergie renouvelable représente maintenant 40 % de la puissance
Énergie nucléaire 37 % Énergie nucléaire 33 %
installée de l’Ontario et assure environ un tiers de la production
d’électricité provinciale. Combinée avec les ressources nucléaires, qui Énergie hydraulique 26 % Gaz naturel 25 %
représentent un tiers de la puissance installée de l’Ontario et assurent Charbon 21 % Énergie hydraulique 22 %
près de 60 % de la production d’électricité provinciale, ces ressources Gaz naturel 16 % Énergie solaire ou 18 %
non fossiles servent maintenant à produire environ 90 % de l’électricité éolienne ou bioénergie
Énergie solaire ou
2. L’état du réseau : examen décennal
Figure 3 : Demande d’électricité historique en Ontario3
165 Demande brute
160 Économies d’énergie
Demande d’électricité (TWh)
155 Demande nette
Production intégrée
150
Demande réelle sur le réseau
145
140
135
130
125
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Figure 4 : Économies d’électricité associées aux économies d’énergie en 2015 Figure 5 : Puissance dégagée grâce à la gestion de la demande en 2015
1 800 Peaksaver PLUS 164 MW
Puissance dégagée grâce à la gestion
Programmes 8,5 TWh
1 600 Mise aux enchères 526 MW
de la demande en 2015 (MW)
Codes et normes 4,2 TWh de puissance
1 400
Économies Tarification 59 MW
1 200
selon l’heure de
d’électricité 1 000 consommation
en 2015 Initiative 1 000 MW
8 00
d’économies
6 00 d’énergie en milieu
industriel (IEEMI)
4 00
2 00
0
2015
La demande ontarienne sur le réseau non ajustée en fonction des conditions Collectivement, les initiatives de gestion de la demande ont permis de
météo était inférieure d’environ 10 % en 2015 par rapport à celle de dix réduire la demande de pointe estivale. La demande de pointe de 27 005 MW
ans plus tôt : elle a été ramenée de 151 térawattheures (TWh) en 2006 à enregistrée sur le réseau le 1er août 2006 demeure un sommet absolu à
137 TWh en 2015. L’augmentation de l’approvisionnement et la réduction de l’échelle de la province. Par comparaison, la demande de pointe sur le réseau
la demande ont eu pour effet d’accroître la marge de puissance de l’Ontario en 2015 a été de 22 516 MW5. La SIERE a entrepris des mesures de gestion
et d’éliminer le déficit de puissance qui existait au début des années 2000. 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
Entre 2006 et 2015, les économies d’énergie et la gestion de la demande aux enchères de puissance aux fins de la gestion de la demande, qui a été
ont joué un rôle croissant dans la réduction de la demande d’électricité et de tenue en décembre 2015, a permis de dégager 391,5 MW pour l’été 2016 et
la demande de pointe. Grâce aux programmes d’économie d’énergie et aux 403,7 MW pour l’hiver 2016-2017. Les ressources associées à la gestion de
modifications apportées aux codes et aux normes, la province a économisé la demande ont permis de dégager environ 1,8 GW en 2015 (figure 5).
12,7 TWh d’électricité (figure 4)4.
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
L a 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.
Perspectives de planification de l’Ontario 3
2. L’état du réseau : examen décennal
Figure 6 : Émissions de GES du secteur de l’électricité6
40
l’électricité (mégatonnes d’éq. CO2)
Émissions de GES du secteur de
35
30
25
20
15
10
5
0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
La capacité d’exploitation du réseau a évolué au cours des dix dernières Grâce à l’abandon des centrales au charbon et à la réduction de la demande
années. Compte tenu des conditions de production excédentaire pour d’électricité, les émissions de gaz à effet de serre (GES) du secteur ontarien
assurer la charge de base, la SIERE a amélioré ses processus pour maintenir de l’électricité ont diminué de 80 % depuis 2005 (figure 6). Les émissions
l’équilibre entre l’approvisionnement et la demande en réduisant la de carbone attribuable à ce secteur représentaient environ 4 % des quelque
production des installations éoliennes et solaires raccordées au réseau 7 mégatonnes d’émissions totales de GES dans la province en 2015.
et en réduisant la production de réacteurs nucléaires ou en les mettant
Un investissement accru au titre du transport a influé sur l’évolution de la
temporairement à l’arrêt. L’Initiative d’intégration des énergies renouvelables
quantité et de la nature de l’approvisionnement en électricité de l’Ontario au
de la SIERE a mis en place un processus centralisé d’établissement de
cours des dix dernières années. Cet investissement a été affecté à plusieurs
prévisions des ressources pour aider à réduire les erreurs de prévision dans
fins : appuyer la politique ontarienne d’abandon des centrales au charbon,
le cas de la production variable. La SIERE a aussi commencé à explorer le
permettre l’intégration de nouvelles ressources d’énergie renouvelable,
recours au stockage d’énergie et à la gestion de la demande pour assurer
renforcer la fiabilité du réseau d’électricité à l’échelle de la province et
des services de réglementation.
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
« Grâce à l’abandon des centrales dans l’infrastructure de production et de distribution7. Il représente
maintenant environ 20 milliards de dollars par an en dollars courants. Au
au charbon et à la réduction de la cours de la même période, les réductions de la demande globale ont fait
demande d’électricité, les émissions augmenter de 3,9 % par an le coût unitaire moyen de l’électricité en chiffres
de gaz à effet de serre (GES) du 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
secteur ontarien de l’électricité ont devraient se stabiliser au cours de la période de planification.
diminué de 80 % depuis 2005. »
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.
4 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité
Perspectives concernant 3
le réseau d’électricité sur 20 ans
3.1 Perspectives en matière de demande Les quatre perspectives en matière de demande d’électricité de l’Ontario
s’établissent comme suit :
La demande d’électricité constitue le point de départ de l’évaluation des
perspectives concernant le réseau d’électricité. Toute perspective en • P
erspective A (ou « perspective de demande plus faible »), qui explore
matière de demande comporte une part d’incertitude, car la demande l’incidence d’une demande d’électricité plus faible;
future variera selon la conjoncture économique, la démographie, la • P
erspective B (ou « perspective de demande stable »), qui explore
politique et d’autres considérations (figure 7). La planification de l’incidence d’une demande à long terme correspondant en gros à la
l’électricité reconnaît explicitement les incertitudes qui entourent l’un demande actuelle;
ou l’autre de ces facteurs en prenant en compte une plage de valeurs
• P
erspectives C et D (ou « perspectives de demande plus élevée »), qui
éventuelles.
explorent l’incidence de demandes plus élevées en raison de différents
En préparant le présent rapport, la SIERE a envisagé une plage de niveaux d’électrification associés aux choix stratégiques dans le domaine
demande d’électricité en Ontario, allant de 133 à 197 TWh en 2035, du changement climatique.
comparativement à 143 TWh en 2015 (figure 8). Cette plage se reflète
La demande de pointe estivale varierait, d’une perspective à l’autre, entre
dans quatre perspectives qui établissent le contexte pour les discussions et
22,6 et 28,5 GW en 2035 (figure 9). La demande de pointe hivernale se
la planification intégrée à long terme. Toutes les perspectives reflètent les
chiffrerait entre 20,6 et 35,4 GW (figure 10). Selon les perspectives C et D,
mesures mentionnées dans le Plan d’action contre le changement climatique
la demande de pointe de l’Ontario serait de nouveau enregistrée en hiver en
récemment annoncé par le gouvernement8.
raison de l’utilisation accrue d’électricité pour le chauffage des locaux.
Figure 7 : Incertitude de la demande
220
d’électricité annuelle (TWh)
200
Plage de la demande
180
160
140
120
100
80
2015 2020 2025 2030 2035
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.
Perspectives de planification de l’Ontario 5
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
220 Perspective A
200 Perspective B
Demande d’électricité nette
Perspective C
en Ontario (TWh)
180
Perspective D
160
140
120
100
80
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035
Figure 9 : Demande de pointe estivale nette en Ontario selon les différentes perspectives en matière de demande
40 Perspective A
Demande de pointe estivale nette
38 Perspective B
36
Perspective C
34
en Ontario (GW)
32 Perspective D
30
28
26
24
22
20
18
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035
Figure 10 : Demande de pointe hivernale nette en Ontario selon les différentes perspectives en matière de demande
40 Perspective A
Demande de pointe hivernale nette
38 Perspective B
36
Perspective C
34
en Ontario (GW)
32 Perspective D
30
28
26
24
22
20
18
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035
6 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité
3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans
Tableau 1 : Hypothèses se rapportant aux différentes perspectives en matière de demande
Secteur Perspective A Perspective B Perspective C Perspective D
Résidentiel 48 TWh en 2035 51 TWh en 2035 Les chaudières au mazout sont Les chaudières au mazout sont
(52 TWh en 2015) remplacées par des thermopompes. remplacées par des thermopompes.
Le chauffage électrique des locaux et Le chauffage électrique des locaux et
de l’eau accapare 25 % de la part de de l’eau accapare 50 % de la part de
marché des installations au gaz. marché des installations au gaz.
(58 TWh en 2035)* (64 TWh en 2035)
Commercial 49 TWh en 2035 54 TWh en 2035 Les chaudières au mazout sont Les chaudières au mazout sont
(51 TWh en 2015) remplacées par des thermopompes. remplacées par des thermopompes.
Le chauffage électrique des locaux et Le chauffage électrique des locaux et
de l’eau accapare 25 % de la part de de l’eau accapare 50 % de la part de
marché des installations au gaz. marché des installations au gaz.
(63 TWh en 2035) (69 TWh en 2035)
Industriel 29 TWh en 2035 35 TWh en 2035 Une consommation équivalente Une consommation équivalente
(35 TWh en 2015) d’énergie électrique remplace 5 % d’énergie électrique remplace 10 %
de la consommation d’énergie de la consommation d’énergie
fossile de 2012. fossile de 2012.
(43 TWh en 2035) (51 TWh en 2035)
Véhicules électriques 2 TWh en 2035 3 TWh en 2035 2,4 millions de véhicules électriques 2,4 millions de VE d’ici 2035
(
3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans
Figure 11 : Réalisations au titre des économies d’énergie et perspectives d’atteinte de l’objectif du PELT de 2013
35 Économies prévues grâce
aux futurs programmes et
Économies d’électricité associées
aux économies d’énergie (TWh)
30 codes et normes
Économies prévues grâce
25
aux programmes prévus
(2016-2020)
20
Économies récurrentes
15 associées à d’anciens
programmes (2006-2015)
10
Codes et normes
(mis en œuvre en 2016
5 ou ultérieurement)
0 Code et normes
(mis en œuvre en 2015
20 6
20 7
08
09
10
20 1
12
13
14
15
16
17
18
20 9
20
20 1
22
20 3
24
20 5
26
20 7
28
20 9
30
20 1
20 2
20 3
34
35
1
2
3
0
2
2
3
2
3
0
1
2
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
ou plus tôt)
3.2 Perspectives en matière d’économies d’énergie Les augmentations et diminutions de la demande auront aussi une incidence
sur les possibilités d’économies d’énergie. Dans le cas des perspectives de
Les quatre perspectives prennent en compte la réalisation de l’objectif de demande plus élevée, on présume que l’augmentation de la demande sera
30 TWh dès 2032 établi dans le PELT de 2013 et la cible à court terme attribuable à l’électrification d’utilisations finales essentielles, par exemple
de 8,7 TW dès 2020 établie dans le cadre intitulé Priorité à la conservation le chauffage des locaux et de l’eau. En définissant ces perspectives, la SIERE
de l’énergie et le Programme d’accélération pour le secteur industriel. Une a supposé que des clients remplaceraient leur chaudière au mazout ou
combinaison de programmes d’économies d’énergie ainsi que de codes au gaz naturel par une technologie électrique efficace, par exemple une
du bâtiment et de normes relatives aux équipements (figure 11) permettra thermopompe à l’air. Ainsi, elle a présumé que ces perspectives donneraient
d’atteindre la cible à long terme. On devrait atteindre environ 60 % de lieu à des économies d’énergie considérables. Il pourrait exister certaines
cette cible grâce aux programmes mis en œuvre à ce jour, lesquels font possibilités d’économies d’énergie autres que celles déjà présumées, car
partie du cadre Priorité à la conservation de l’énergie, ainsi que grâce aux elles seraient alors plus fructueuses que dans la perspective de demande
codes et aux normes. Pour atteindre la cible à long terme, on présume que stable, en particulier après 2025, alors que de nouvelles ressources seront
des programmes d’économies d’énergie continueront d’être offerts aux nécessaires pour répondre à la demande. Dans ces perspectives, les
consommateurs lorsque le cadre aura pris fin. La conception des programmes programmes devraient viser à répondre aux besoins associés à la demande
à venir et les éléments sur lesquels ils porteront seront déterminés en de pointe hivernale. Toutefois, des études supplémentaires s’imposent
fonction de la future conjoncture dans le secteur et sur le marché ainsi que pour déterminer le potentiel d’économies d’énergie supplémentaires
de l’expérience acquise dans la mise en œuvre du cadre actuel. correspondant aux différentes perspectives en matière de demande.
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 3.3 Perspectives en matière d’approvisionnement
penchée sur les possibilités de mettre en place des programmes d’efficacité
énergétique et des projets de production « derrière le compteur ». D’après Comme nous l’avons déjà mentionné, l’Ontario est très bien placée pour
l’étude, selon les hypothèses budgétaires actuelles, les sociétés de composer avec n’importe laquelle des perspectives en matière de demande
distribution locales (SDL) pourraient économiser environ 7,4 TWh d’ici exposées dans le présent rapport. Trois facteurs lui assurent cette solide
2020. L’étude a également révélé que les clients branchés aux réseaux position de départ :
de distribution et de transport pourraient économiser environ 19 TWh à
• la puissance combinée de ressources existantes à l’heure actuelle
long terme, plus précisément d’ici 2035. Avec des budgets plus élevés, on
(« ressources existantes »);
pourrait réaliser des économies supplémentaires. Les auteurs de l’étude ont
examiné des mesures d’économie et des technologies actuellement à notre • les ressources acquises mais non encore mises en service
portée. Or, il y a lieu de croire que nous aurons accès à des technologies (« ressources engagées »);
nouvelles, peut-être révolutionnaires, qui modifieront les perspectives • les ressources non encore acquises ou bien acquises mais affectées à la
concernant les économies réalisables. La SIERE continuera de mettre à jour réalisation des objectifs stratégiques du gouvernement énoncées dans le
ses évaluations pour comprendre le potentiel d’économies d’énergie afin d’en PELT de 2013 et ailleurs (« ressources affectées »).
tenir compte dans ses plans d’action à venir.
8 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans
Figure 12 : Perspectives en matière de puissance installée d’ici 2035
45 Ressources existantes
pour lesquelles le contrat
40 est arrivé à expiration
Puissance installée à la fin
35
Ressources affectées
de l’année (GW)
30
Ressources engagées
25
Centrales nucléaires
20 remises en état
15 Approvisionnement existant
10
5
0
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Si l’on continuait d’exploiter toutes les ressources existantes après l’expiration
« Pourvu que les ressources
des contrats connexes et si les centrales nucléaires remises en état, les
ressources engagées et les ressources affectées entraient en service comme prévues entrent en service et
prévu, l’Ontario disposerait d’une puissance installée totalisant près de que l’on continue d’exploiter
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
les ressources existantes, les
se chiffrerait alors à environ 25 GW. ressources existantes engagées
Plusieurs risques pourraient influer sur l’approvisionnement disponible dans et affectées de l’Ontario seraient
l’horizon de planification. Mentionnons le risque de retard dans la mise en œuvre, adéquates dans la perspective de
notamment pour le programme de remise en état des centrales nucléaires, ainsi
que l’effet du vieillissement sur la performance du parc de production.
demande stable. On disposerait
d’une flexibilité suffisante pour
Pourvu que les ressources prévues entrent en service et que l’on continue
d’exploiter les ressources existantes, les ressources existantes, engagées et répondre à une demande plus
affectées de l’Ontario seraient adéquates dans la perspective de demande faible ou s’adapter à de nouvelles
stable. On disposerait d’une flexibilité suffisante pour répondre à une
demande plus faible ou s’adapter à de nouvelles possibilités ou priorités.
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
de demande 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.
Perspectives de planification de l’Ontario 93. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans
Figure 13 : Approvisionnement disponible en période de pointe par rapport aux besoins en ressources totaux9
45 Perspective A
Apport de puissance en période
40 Perspective B
de pointe estivale (GW)
35 Perspective C
30 Perspective D
25 Ressources existantes
dont le contrat arrive
20
à expiration
15
Ressources affectées
10
Ressources engagées
5
Centrales nucléaires
0 remises en état
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Approvisionnement existant
20
20
20
20
20
20
20
45 Perspective A
Apport de puissance en période
40 Perspective B
de pointe hivernale (GW)
35 Perspective C
30 Perspective D
25 Ressources existantes
dont le contrat arrive
20
à expiration
15
Ressources affectées
10
Ressources engagées
5
Centrales nucléaires
0 remises en état
16
17
18
19
20
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30
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20
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20
Approvisionnement existant
20
20
20
20
20
20
20
Par exemple, des contrats assurant actuellement une alimentation d’environ Ainsi, l’Ontario peut déterminer ses futurs investissements en fonction
18 GW arriveront à expiration d’ici 2035. Les contrats se rapportant à de l’évolution de ses besoins et de ses priorités ainsi que des possibilités
environ la moitié de cette alimentation, assurée par des centrales au gaz s’offrant à elle. En outre, elle a des possibilités supplémentaires de diversifier
naturel, arriveront à expiration au milieu ou à la fin des années 2020. L’autre ses engagements à l’égard de ressources d’approvisionnement, notamment
moitié de l’alimentation est assurée au moyen de ressources renouvelables le recours à des mécanismes comme la mise aux enchères de puissance.
(figure 14). 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.
Dans certaines situations, l’Ontario pourrait aussi avoir recours à un Toutefois, avec un certain réinvestissement, il est possible de prolonger
mécanisme de sortie à l’égard de la remise en état des centrales nucléaires. la durée de vie de ces centrales et installations au-delà de la période de
Dans le cas de la remise en état de tranches à la centrale nucléaire Bruce, ces validité des contrats connexes. De nouveaux mécanismes pour l’acquisition
situations sont énoncées dans le contrat conclu entre Bruce Power et la SIERE. de puissance assureraient un meilleur équilibre des engagements à
Il s’agit notamment de variations de l’approvisionnement ou de la demande court, à moyen et à long terme, ce qui donnerait à la province la flexibilité
d’électricité par suite desquelles il ne serait plus nécessaire de remettre en supplémentaire voulue pour s’adapter aux changements de situation et tirer
état les tranches restantes ou de cas où d’autres ressources permettraient parti de l’évolution des possibilités comme il est expliqué à la section 3.3.4.
d’assurer l’alimentation en électricité de façon plus économique.
9
L es 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).
10 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans
Figure 14 : Puissance installée des ressources pour lesquelles les contrats arriveront à expiration
8 Contrats arrivant à expiration –
Gaz naturel
7
Contrats arrivant à expiration –
6 Énergies renouvelables
Puissance installée
5
(GW)
4
3
2
1
0
2016 – 2020 2021 – 2029 2030 – 2035
Figure 15 : Approvisionnement nécessaire selon les perspectives C et D
200 44
Demande d’électricité nette annuelle
Besoins en ressources totaux
190
40
180
36
(TWh)
170
(GW)
160
32
150
28
140
130 24
2015 2035 2035 2015 2035 2035
Perspective C Perspective D Perspective C Perspective D
3.3.2 Perspectives en matière d’approvisionnement en cas 3.3.3 Perspectives en matière d’approvisionnement en cas
de demande stable (perspective B) de demande plus élevée (perspectives C et D)
Comme dans le cas d’une demande plus faible, plusieurs options s’offriraient L’Ontario aurait besoin de ressources supplémentaires pour faire face à une
à l’Ontario pour répondre à une demande stable ou affichant un taux de augmentation de la demande d’électricité. Selon les perspectives C and D,
croissance similaire au niveau actuel. Par exemple, la province pourrait utiliser la demande d’ici 2035 serait respectivement supérieure d’environ 30 et
les ressources engagées et affectées existantes pourvu que les ressources 50 TWh à celle d’aujourd’hui, soit l’équivalent d’entre 20 et 40 % de la
prévues entrent en service et qu’elle puisse prendre des ententes pour demande d’électricité actuelle en Ontario. Les besoins en ressources pour les
poursuivre l’exploitation des ressources après l’expiration des contrats connexes. perspectives C et D passeraient d’environ 28 GW aujourd’hui à 34 et 41 GW
respectivement (figure 15).
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 Comme l’illustre la figure 13, la SIERE prévoit que l’Ontario disposera de
coûts pour remplacer les ressources existantes à l’expiration des contrats. Les ressources suffisantes pour répondre à la demande de façon générale au
nouvelles ressources pourraient alors comprendre les économies d’énergie, la cours des dix prochaines années pour toutes les perspectives. Au-delà
gestion de la demande, les technologies d’énergies renouvelables et de stockage de cette période, il y aura une incertitude accrue entourant la nécessité
d’énergie, les ressources énergétiques décentralisées et les importations de nouvelles ressources, mais on devrait alors avoir accès à de nouvelles
d’énergie propre. Comme dans le cas d’une réduction de la demande technologies supplémentaires.
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.
Perspectives de planification de l’Ontario 113. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans
Tableau 2 : Caractéristiques des technologies actuelles
Contribution Contribution
Réserve Suivi de la Régulation de Facteur de à la pointe à la pointe CUME
Puissance Énergie d’exploitation charge fréquence charge hivernale estivale ($/MWh)
Économies Oui Oui Non Non Non Selon la Selon la Selon la 30-50 $
d’énergie mesure mesure mesure
Gestion de Oui Non Oui Oui Limitée s.o. 60 % 85 % s.o.
la demande
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 Selon la Selon la Selon la
technologie ou technologie ou technologie ou technologie ou
l’application l’application l’application 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.
Une demande plus élevée pourrait rendre nécessaires des ressources la charge de pointe. Le coût d’exploitation de certaines ressources est plus
supplémentaires à long terme, mais ces besoins ne devraient pas se faire élevé mais on peut les répartir, tandis que celui d’autres est faible mais leur
sentir avant le milieu des années 2020. Toutefois, ils devraient s’accentuer production est très variable. Les besoins en électricité peuvent se rapporter
considérablement au-delà de 2030. Une demande plus élevée pourrait à un ou plusieurs types de produits ou de services comme l’énergie, la
aussi accroître le potentiel au chapitre des économies d’énergie. En effet, puissance, la réglementation et la modulation de la production. Le maintien
les économies d’énergie seraient plus fructueuses dans les perspectives d’un portefeuille énergétique varié, où les différentes ressources sont
prévoyant une demande plus élevée, car elles pourraient en pareil cas complémentaires, constitue un moyen efficace de fournir les divers services
permettre d’éviter la construction d’une nouvelle infrastructure. Les nécessaires à l’appui d’une exploitation fiable et efficace.
avantages accrus tirés des économies d’énergie permettraient d’exploiter
Les caractéristiques de chacune de ces technologies actuelles sont analysées
leur potentiel dans des utilisations finales existantes qui seraient autrement
ci-après.
peu économiques et favoriserait des investissements supplémentaires
dans des technologies plus efficaces, ce qui ne serait pas le cas dans les Économies d’énergie : Les économies d’énergie représentent une baisse de la
perspectives de demande plus faible. 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
3.3.4 Ressources d’approvisionnement 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
On observe une multiplication des possibilités intéressantes qui s’offrent à
plage actuelle des coûts associés aux mesures d’économie d’énergie.
l’Ontario pour accroître le déploiement de technologies propres, notamment
les ressources énergétiques décentralisées, afin de répondre à une demande Gestion de la demande : Des possibilités s’offrent aussi au chapitre des
plus élevée. Ces possibilités découlent des avancées technologiques, de ressources de gestion de la demande (GD). Le PELT de 2013 établissait
l’évolution des politiques et de la conception des marchés ainsi que de la à ce titre un objectif de 10 % dès 2025 (soit environ 2,5 GW). L’énergie
mobilisation accrue des clients. 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
Il est important de signaler qu’aucune ressource ne permettrait à elle seule
GD supplémentaires variera en fonction de la perspective concernant la
de répondre à tous les besoins des clients en tout temps (tableau 2). Selon
demande et des autres types de charge à prévoir si la demande de pointe la
le cas, certaines ressources servent à assurer la charge de base et d’autres,
plus élevée en Ontario était désormais enregistrée en hiver.
12 Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité3. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans
Figure 16 : Prévisions de coût de la puissance solaire PV installée en Ontario
installée en Ontario (dollars de 2015/kW)
3 000 $ Installations solaires PV
Coût en capital de la puissance solaire PV
sur toit – secteur résidentiel
(de 3 à 10 kW)
2 500 $
Installations solaires PV
2 000 $ sur toit – secteur commercial
(100 kW)
1 500 $ Installations solaires PV
sur toit – secteur commercial
(500 kW)
1 000 $
Installations solaires PV
500 $ au sol à petite échelle
(500 kW)
0$ Installations solaires PV
au sol commerciales
16
17
18
19
20
21
22
23
24
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26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
(>5 MW)
Énergie solaire photovoltaïque (PV) : L’énergie solaire PV est un exemple Bioénergie : La bioénergie est produite au moyen de matières organiques.
de technologie en pleine évolution. Grâce à l’amélioration de l’efficacité et de On peut brûler le combustible organique (biomasse) lui-même ou le
la fabrication et aux économies d’échelle croissantes, le prix des panneaux méthane (biogaz ou gaz d’enfouissement) généré par la décomposition
solaires PV a diminué de 70 à 80 % au cours des dix dernières années. En de matières organiques. L’Ontario dispose d’abondantes sources de
outre, on prévoit qu’ils continueront de diminuer dans l’avenir (figure 16) et bioénergie, notamment les matières résiduelles de l’exploitation forestière
que les applications de la technologie, par exemple des panneaux solaires PV qu’on laisse se décomposer sur le sol de la forêt ou bien les déchets des
intégrés aux bâtiments (plus précisément dans l’enveloppe des bâtiments), activités de production agricole et animale, les produits dérivés des activités
se diversifieront. de transformation des aliments et les déchets municipaux des décharges
et des installations de compostage ou de traitement des eaux. Plusieurs
L’évolution constante de la technologie des installations solaires PV et la technologies de conversion en bioénergie font appel à divers procédés.
diminution de leur prix multiplieront les options s’offrant aux clients pour Certaines technologies, par exemple celle des gaz d’enfouissement, sont
participer au réseau d’électricité, notamment celles offertes de concert avec bien établies, tandis que d’autres en sont encore à l’étape de la recherche.
d’autres technologies et systèmes, par exemple le stockage d’énergie, la Au nombre des difficultés associées à l’exploitation de la bioénergie,
gestion de la demande et les réseaux d’énergie intelligents. mentionnons les coûts en capital relativement élevés. Les coûts des matières
premières sont généralement nuls, car il s’agit de déchets. Toutefois, le
Le rôle que pourrait jouer l’énergie solaire PV pour répondre aux besoins
transport du combustible pourrait entraîner certains coûts. Les projets
en période de pointe hivernale est limité. De façon générale, la production
peuvent bénéficier de la proximité du lieu où sont produits les intrants (par
d’énergie solaire ne concorde guère avec les demandes de pointe hivernales,
exemple une ferme ou une usine), si bien qu’ils se prêtent aux applications
qui surviennent généralement en matinée et en soirée par temps sombre.
en milieu rural et dans les régions éloignées.
Cet état de choses devrait nous amener à examiner la façon dont on pourrait
jumeler efficacement les technologies comme les installations solaires PV Stockage d’énergie : Certaines technologies de stockage d’énergie, par
avec d’autres éléments utiles, par exemple le stockage d’énergie. exemple l’accumulation d’énergie hydraulique par pompage, sont utilisées
partout dans le monde depuis plus d’un siècle, mais diverses technologies
Énergie éolienne : La technologie des éoliennes continue d’évoluer. En règle
plus nouvelles, comme les volants d’inertie, les batteries et les installations
générale, la taille des éoliennes et le diamètre de leur rotor augmentent,
de stockage d’air comprimé, gagnent en popularité. Ces technologies varient
ce qui a aidé à accroître la production d’énergie et à faire diminuer le coût
considérablement en ce qui a trait à leur ampleur, au mode de stockage
unitaire. Ainsi, la superficie au sol des parcs éoliens a été réduite, car on
de l’énergie, à la période de stockage possible et au délai de réponse. Par
obtient la même production avec un nombre inférieur d’éoliennes. La
ailleurs, le coût de ces technologies est en baisse et il devrait continuer
production moyenne d’une éolienne a triplé au cours des 20 dernières
de diminuer. En outre, on peut les utiliser ailleurs qu’à des emplacements
années et leur coût en fonction de la puissance installée a connu une
présentant des caractéristiques géographiques particulières et la période
tendance à la baisse dans le monde entier. Compte tenu de la maturité de la
de développement est moins longue. Le stockage d’énergie se prête aussi à
technologie, les coûts devraient diminuer moins rapidement que par le passé.
plusieurs applications, par exemple pour aider à gérer la production variable,
à fournir des services au réseau principal, par exemple la régulation de
fréquence ou le contrôle de la tension, ou à gérer les pannes.
Perspectives de planification de l’Ontario 133. Perspectives concernant le réseau d’électricité sur 20 ans
Énergie hydraulique : Les évaluations effectuées au fil des ans ont révélé Énergie nucléaire : Les centrales nucléaires, qui permettent de fournir la
un potentiel hydroélectrique appréciable restant dans la province, mais charge de base sans émissions de carbone, produisent de l’électricité en
ce potentiel se trouve en majeure partie dans des régions relativement continu. Toutefois, elles offrent une capacité limitée – quoique de plus
éloignées dans le nord de l’Ontario où l’accès au réseau de transport n’est en plus grande – de moduler la production en fonction de la variation de
pas adéquat. Tout indique que le coût d’exploitation de ce potentiel serait la demande (c.-à-d. suivi de la charge). Les possibilités associées aux
plus élevé que dans le passé et que l’exécution des projets prendrait plus ressources assurant la charge de base, notamment les centrales nucléaires,
de temps. Toutefois, l’énergie hydraulique pourrait constituer une source seront limitées proportionnellement à la croissance de la demande de base
appréciable d’énergie sans émissions de carbone et permettrait de s’associer elle-même.
avec des collectivités des Premières Nations et des Métis. Le potentiel
Le coût de construction de nouvelles centrales nucléaires augmente de façon
hydroélectrique restant de l’Ontario est plus grand dans le Nord, mais il
générale et une incertitude considérable entoure cet aspect.
y a aussi des possibilités dans le Sud, notamment en ce qui a trait à des
aménagements supplémentaires sur le site d’installations de régularisation La remise en état de tranches des centrales Darlington et Bruce va de l’avant,
du débit de cours d’eau (barrages). conformément aux principes énoncés dans le PELT de 2013.
Figure 17 : Interconnexions existantes
Manitoba
Manitoba
Québec
Minnesota
Nord du Québec Sud du Québec
(Ottawa)
(Est)
Minnesota
Wisconsin
New York
St. Lawrence New York
Michigan
New York
Niagara
Michigan
Iowa Pennsylvanie
On trouvera des renseignements supplémentaires sur les interconnexions existantes de l’Ontario dans le document intitulé Ontario Transmission System.
http://www.ieso.ca/Documents/marketReports/OntTxSystem_2016jun.pdf.
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