Évaluation du développement de l'énergie éolienne au canada

Évaluation du développement de l’énergie éolienne au Canada : Les enjeux d’une approche intégrée au niveau fédéral

Par Philippe Belet, sous la supervision de Pierre-Olivier Pineau

2012 - 2

Numéro 2012 - 2

GRIDD-HEC Groupe de Recherche Interdisciplinaire sur le Développement Durable - HEC Montréal Personne ressource Pierre-Olivier Pineau Professeur agrégé HEC Montréal 3000, chemin de la Côte-Sainte-Catherine Montréal (Québec) Canada H3T 2A7 Téléphone : (514) 340-6922 Courriel : [email protected] http://expertise.hec.ca/gridd

Les opinions exprimées et les arguments avancés dans cette publication n’engagent que leur(s) auteur(e)s et ne prétendent pas forcément couvrir le sujet traité de manière exhaustive.

Les Notes thématiques GRIDD-HEC

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Évaluation du développement de l’énergie éolienne au Canada :

Les enjeux d’une approche intégrée au niveau fédéral

Par Philippe Belet1 sous la supervision de Pierre-Olivier Pineau2

RÉSUMÉ

L’année 2011 a été une année record pour le développement de l’éolien industriel au Canada avec la mise en service de 1338 MW de capacités de production d’après l’association canadienne de l’énergie éolienne. Dans un contexte de changements climatiques, et face à une tendance à la hausse des prix de l’énergie, cette croissance exponentielle est encouragée et organisée par la plupart des provinces canadiennes, de différentes manières cependant. Aussi, le potentiel éolien relativement important, l’ampleur des capacités hydrauliques existantes (permettant de pallier au caractère intermittent du vent), ou encore les perspectives en termes de retombées économiques amènent de plus en plus souvent les gouvernements provinciaux à promouvoir son développement. L’association canadienne de l’énergie éolienne souhaite que cette dernière puisse répondre à 20% des besoins électriques du pays en 2025.

Face à cette tendance, nous pouvons nous interroger sur les modalités du développement de l’énergie éolienne à l’échelle du Canada et les enjeux d’intégration du réseau liés à ce développement. A savoir, quels sont les moyens mis en œuvre actuellement pour développer l’éolien, quels en sont les résultats en termes de capacité installée et de production, et dans quelle mesure il serait intéressant d’adopter une réflexion plus globale et intégrée au niveau fédéral pour optimiser, dans les années à venir, la pénétration de cette nouvelle énergie dans le réseau ?

Mots clés : éolien, association canadienne de l’énergie éolienne, changements climatiques, réseau électrique

1 Etudiant de deuxième cycle à HEC Montréal (DESS en Gestion et Développement durable)

2 Professeur agrégé à HEC Montréal (Méthodes quantitatives de gestion)

Correspondance : [email protected]


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Evaluation du développement de l’énergie éolienne au Canada:

Les enjeux d’une approche intégrée au niveau fédéral


3 Juin 2012

Avant propos

Cette étude a été réalisée sous la supervision de Pierre-Olivier PINEAU, Professeur agrégé aux HEC Montréal, dans le cadre d’un cours-projet de 150h validé au trimestre d’été 2012 pour le DESS Gestion et Développement Durable. Son objectif initial était de vérifier et d’étudier les performances de production des parcs éoliens canadiens afin d’expliquer les résultats, a priori très médiocres, que fournissait Statistique Canada. Finalement, l’état des lieux aura démontré que les chiffres en question étaient erronés, et ce travail a donc été réorienté vers les questions d’intégration des secteurs de l’électricité.

Auteur

Philippe BELET, diplômé d’un Master européen en Aménagement du territoire et gestion de l’environnement de L’Université de Montpellier, bénéficie de 4 années d’expérience professionnelle dans le développement de grands projets éoliens en France. Il a repris, à l’automne 2011, une formation à temps plein en Gestion et Développement Durable aux HEC Montréal.


4 Juin 2012

Sommaire

I. Etat des lieux du développement éolien des provinces Canadiennes ................................................... 6

A. Colombie Britannique ................................................................................................................................................................. 6

B. Alberta ................................................................................................................................................................................................. 7

C. Saskatchewan .................................................................................................................................................................................. 9

D. Manitoba.......................................................................................................................................................................................... 11

E. Ontario.............................................................................................................................................................................................. 11

F. Québec .............................................................................................................................................................................................. 13

G. Terre-Neuve-et-Labrador ....................................................................................................................................................... 15

H. Nouveau-Brunswick .................................................................................................................................................................. 16

I. Nouvelle-Ecosse .......................................................................................................................................................................... 17

J. Ile-du-Prince-Edouard ............................................................................................................................................................. 17

K. Yukon, Territoires du Nord-Ouest et Nunavut ............................................................................................................ 18

L. Les incitatifs et capacités installées au niveau fédéral ............................................................................................ 19

II. Le développement de l’énergie éolienne et l’intégration du réseau électrique canadien ............ 21

A. L’intégration de l’énergie éolienne dans le réseau électrique : les enjeux de gestion et de

planification au niveau fédéral ...................................................................................................................................................... 21

B. L’intégration du réseau électrique et le développement de l’énergie éolienne : les enjeux d’une

plus grande interconnexion au niveau régional et fédéral .............................................................................................. 29

C. Intégration des politiques de développement éolien et intégration des réseaux électriques

canadiens................................................................................................................................................................................................... 39

Conclusion .................................................................................................................................................................... 41

Bibliographie ............................................................................................................................................................... 42

Annexe ........................................................................................................................................................................... 45

Table des Figures ....................................................................................................................................................... 46


5 Juin 2012

Introduction L’année 2011 a été une année record pour le développement de l’éolien industriel au Canada avec la mise en service de 1338 MW de capacités de production d’après l’association canadienne de l’énergie éolienne. Dans un contexte de changements climatiques, et face à une tendance à la hausse des prix de l’énergie, cette croissance exponentielle est encouragée et organisée par la plupart des provinces canadiennes, de différentes manières cependant. Aussi, le potentiel éolien relativement important, l’ampleur des capacités hydrauliques existantes (permettant de pallier au caractère intermittent du vent), ou encore les perspectives en termes de retombées économiques amènent de plus en plus souvent les gouvernements provinciaux à promouvoir son développement. L’association canadienne de l’énergie éolienne souhaite que cette dernière puisse répondre à 20% des besoins électriques du pays en 2025.

Face à cette tendance, nous pouvons nous interroger sur les modalités du développement de l’énergie éolienne à l’échelle du Canada et les enjeux d’intégration du réseau liés à ce développement. A savoir, quels sont les moyens mis en œuvre actuellement pour développer l’éolien, quels en sont les résultats en termes de capacité installée et de production, et dans quelle mesure il serait intéressant d’adopter une réflexion plus globale et intégrée au niveau fédéral pour optimiser, dans les années à venir, la pénétration de cette nouvelle énergie dans le réseau ?

Pour répondre à ces questions, nous commencerons par dresser un état des lieux qui nous permettra d’appréhender et de mesurer l’ampleur du développement de l’éolien actuel et à venir dans chaque province. Ensuite, nous tenterons de comprendre quels sont les enjeux de gestion et de planification du réseau liés à l’essor de cette énergie dans le mix énergétique canadien. Nous verrons notamment comment et pourquoi le développement de l’interconnexion entre les provinces permettrait d’optimiser l’intégration de cette énergie d’un point de vue technique, économique et environnemental. Et enfin, nous discuterons de l’intérêt et des possibilités d’adopter une réflexion globale permettant d’accompagner au mieux l’expansion du parc éolien canadien.


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I. Etat des lieux du développement éolien des provinces Canadiennes

L’objectif de cette partie est de décrire sommairement les différentes modalités du développement de l’exploitation de l’énergie éolienne dans chaque province canadienne afin de comprendre notamment le contexte naturel, les politiques incitatives qui sont à l’œuvre, et les résultats en termes de capacités installées et de production lorsque ces données sont disponibles.

Au niveau du contexte naturel, nous baserons notre évaluation des ressources éoliennes en considérant que toutes les zones au-delà de 5 mètres/seconde de moyenne à 50 mètres peuvent être considérées comme des zones potentiellement favorables pour cette industrie. Et concernant l’évaluation des politiques, nous verrons qu’il y a essentiellement deux types d’incitatifs que sont les appels d’offres provinciaux et le système de tarif de rachat garanti « feed-in tariff ».

A. Colombie Britannique

1. Les ressources éoliennes de la Colombie Britannique

Les ressources éoliennes de la Colombie Britannique sont assez inégalement réparties étant donné la situation géographique de cette province. Les zones assez ventées pour le développement de l’énergie éolienne sont principalement situées sur le littoral et en altitude dans les régions montagneuses (Voir carte en annexe – Données Atlas Canadien du vent – 2005 - Vitesse moyenne du vent à 50m)

2. Contexte politique du développement éolien de la Colombie Britannique

Le Clean Energy Act de 2010 décrit les lignes directrices pour la construction ou l’agrandissement des installations de production et stipule que la C.-B. devra atteindre l’autosuffisance énergétique en 2016. Il fixe à 90 % l’objectif de production d’électricité provenant de sources propres ou renouvelables. Le Ministry of Energy, Mines and Petroleum Resources, par sa direction générale de la politique sur l’énergie de remplacement, fait la promotion des énergies renouvelables de remplacement comme l’énergie éolienne. Enfin, la province a, depuis 2011, un programme de rachat garanti pour des projets inférieurs à 15 MW (5 à 8 éoliennes).

BC Hydro produit la plus grande part de l’électricité et en distribue 93 %. La deuxième entreprise d’électricité en importance est FortisBC, avec 3,8 % des ventes d’électricité, qui dessert des clients des régions de West Kootenay et Okanagan. Afin d’encourager la réalisation de projets d’éoliens dans la province, les ministères de l’industrie et de l’agriculture ont élaboré une politique sur la production d’énergie éolienne qui stipule que les producteurs de cette énergie n’auront aucun loyer à payer pendant les dix premières années d’exploitation commerciale sur les terres publiques qui sont mises à disposition, puis bénéficieront d’un taux flexible pour les années subséquentes. (Source : Gowlings- 2011, http://www.energyplan.gov.bc.ca/ et CANWEA)

3. Le développement éolien actuel et les perspectives à venir en Colombie Britannique


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Il y avait 247 MW de capacités éoliennes installées en décembre 2011, soit seulement 4,7 % du parc Canadien (source CANWEA), mais il y a actuellement plus de 3500 MW en construction ou pré-projets. Cela dit, ce chiffre prend en compte deux projets d’éolien en Mer de 396 MW et 450 MW, et seul le premier aurait des chances d’obtenir les financements et autorisations administratives dans le courant de l’année 2012. Aucune donnée publique de production n’est disponible à l’heure actuelle pour cette province.

B. Alberta

1. Les ressources éoliennes de l’Alberta

Un peu plus d’1/3 du territoire de l’Alberta présente des zones a priori assez ventées pour le développement de l’énergie éolienne, et ces dernières sont essentiellement réparties dans le sud de la province. (Voir carte en annexe – Données Atlas Canadien du vent 2005)

2. Contexte politique du développement éolien en Alberta

Le marché de l'électricité albertain est le seul au Canada à être entièrement déréglementé et où il y a peu de capacité de transmission disponible. Le Power Pool of Alberta (Power Pool) fut créé en 2006 dans le but d’offrir un marché concurrentiel pour l’énergie électrique. Le Power Pool est un marché ouvert où tous les producteurs, distributeurs, importateurs et exportateurs d’énergie électrique qui se qualifient peuvent exercer une activité commerciale dans la province. À l’exception de certains réseaux industriels et en régions éloignées qui bénéficient d’une exemption, toute l’électricité en Alberta est maintenant vendue par l’entremise du Power Pool. La production d’électricité éolienne en Alberta est donc soumise aux forces du marché plutôt qu’à une tarification réglementée ou à des conventions d’achat à long terme. Le réseau albertain de transport d’électricité est régi par l’Alberta Electric System Operator (AESO). L’AESO est responsable de la planification générale et de la conduite des opérations du réseau électrique. (Source : Le droit de l’énergie éolienne au Canada – Gowlings- 2011 et http://www.aeso.ca).

L’Alberta est l’une des rares provinces canadiennes n’ayant pas définie une politique particulière concernant le développement de l’énergie éolienne, mais il existe tout de même un système de compensation des rejets de gaz à effet de serre (Alberta Offset Credit System) qui encourage le développement des projets éoliens. En effet, dans le cadre du « Specified Gas Emitters Regulation and Climate Change and Emissions Management Act », les usines de l’Alberta qui rejettent plus de 100 000 tonnes de GES doivent réduire ces émissions de 12%, et peuvent, entres autres, acheter des « crédits de compensation » pour atteindre ces objectifs. Ces crédits concernent des projets de la même province qui permettent de réduire directement ou indirectement les GES. 14 des 27 projets éoliens actuellement en exploitation en Alberta ont été éligibles au protocole des « offset », et ont donc bénéficié de fonds issues de ce système.

Cinq à huit ans sont parfois nécessaires pour implanter les nouvelles infrastructures de transport d'électricité qui permettront de connecter les sites éoliens au réseau électrique existant. L'Alberta fait


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partie d'un réseau électrique qui couvre l'Amérique du Nord et a prévu les bases nécessaires au développement d'interconnexions supplémentaires futures. Elle est actuellement interconnectée avec la Colombie-Britannique et le Saskatchewan. Toutefois, considérant la taille de son réseau d'électricité, elle demeure l'une des provinces les moins interconnectées du Canada. Il reste donc beaucoup de travail à faire pour transporter l'énergie produite à partir d'éoliennes en Alberta et la rendre plus accessible. (Source http://www.mdeie.gouv.qc.ca).

3. Le développement éolien actuel et les perspectives à venir en Alberta

Il y avait 891 MW de capacités éoliennes installées en décembre 2011 (865 MW en exploitation), soit 17% du parc Canadien, et environ 1200 MW en près-construction ou construction. Cependant, les prévisions de croissance de la puissance installée d'énergie éolienne d’ici 2015 semblent toujours relativement faibles en Alberta par rapport aux autres provinces. Mais, en prévision de la croissance de ce secteur, l'Alberta Electric System Operator (AESO) a demandé la construction de nouvelles infrastructures de transmission pour accueillir plus de 3000 MW de production éolienne dans le sud de la province (source CANWEA).

4. Performances des capacités éoliennes de l’Alberta

D’après les données de production éoliennes 10 minutes téléchargeables sur le site web de l’AESO (http://www.aeso.ca/gridoperations/20544.html), nous pouvons calculer un facteur de capacité moyen de 27,3% sur l’ensemble de l’année 2010 et 31,7% sur l’année 2011 en se basant sur les capacités installées au fur et à mesure fournies par l’AESO (évoluant progressivement entre 587 MW début 2010 et 865 MW fin 2011). Les deux graphiques ci-après font état mensuellement de la production moyenne et des capacités de production pour chaque mois de l’année 2010 et 2011.

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Moyenne production 10 min (MW)

Capacités de production (MW)

Figure 1 – Production moyenne et capacités installées en 2010 en Alberta (source : AESO)


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Moyenne production 15 min (MW)


Figure 2 – Production moyenne et capacités installées en 2011 en Alberta (source : AESO)

C. Saskatchewan

1. Les ressources éoliennes du Saskatchewan

Les ressources éoliennes du Saskatchewan sont localisées essentiellement dans le sud de la province sur les zones constituées de reliefs. Un peu plus d’1/3 du territoire possède des ressources éoliennes très favorables au développement de cette énergie dans l’état actuel de la technologie (Voir carte en annexe – Données Atlas Canadien du vent - 2005)

2. Contexte politique du développement éolien au Saskatchewan

L’article 38 de la Power Corporation Act (PCA) datant de 1990 accorde à l’organisme public SaskPower le droit exclusif de fournir, de transporter, de distribuer et de vendre l’énergie électrique, constituant ainsi un monopole en matière de vente au détail. SaskPower a le pouvoir général d’élaborer et d’appliquer les normes, règles et directives à l’industrie en matière de planification, de conception, de matériel, de sécurité et de fiabilité. SaskPower a ouvert le marché de gros de l’électricité en 2001 dans la province sur le modèle du tarif de libre accès au réseau de transport semblable au modèle de la FERC, permettant aux divers concurrents de réserver leur accès au réseau de transport de la société. Dans le cadre du programme relatif à l’énergie privilégiée pour l’environnement (EPE), SaskPower continue de solliciter des tiers pour produire de l’énergie éolienne et d’autres formes d’énergie renouvelable en vue de les intégrer au réseau provincial. Il y a dans cette région des occasions importantes pour des réseaux d’énergie renouvelable à petite échelle et en région éloignée pour contrebalancer les systèmes fonctionnant au mazout et au gaz, dont le coût d’exploitation est considérable dans les collectivités éloignées.

3. Le développement éolien actuel au Saskatchewan


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Il y avait 197 MW de capacités éoliennes installées en décembre 2011, soit environ 3,7 % du parc Canadien (source CANWEA), et encore près de 270 MW en construction ou pré-construction au début de l’année 2012. Il n’y a pas d’objectifs gouvernementaux dans cette province.

4. Performances des capacités éoliennes du Saskatchewan

Les données de production mensuelles suivantes sont celles de Statistique Canada1. Les 4 parcs éoliens de la province affichent un facteur de charge moyen de 38,51% en 2009 et 35,74 % en 2010.

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Figure 3 - Production moyenne et capacités installées en 2009 au Saskatchewan (Source : Statistique Canada)

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Figure 4 - Production moyenne et capacités installées en 2010 au Saskatchewan (Source : Statistique Canada)

1 Les données de Statistiques Canada se sont avérées erronées (largement en dessous de la réalité) en ce qui concerne

les provinces du Québec, de l’Ontario et de l’Alberta pour lesquelles on a pu obtenir des données alternatives fiables et

précises. On retiendra tout de même ces dernières pour le Saskatchewan puisque ce sont les seules disponibles,

qu’elles ne portent que sur 4 parcs et des capacités limitées, et qu’elles semblent relativement réalistes.


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D. Manitoba

1. Les ressources éoliennes du Manitoba

Les ressources éoliennes du Manitoba sont assez importantes, en particulier dans le nord de la province et sur les lacs du sud. Près de 40% de son territoire possède des ressources éoliennes très favorables au développement de cette énergie selon l’état actuel de la technologie (Voir carte en annexe – Données Atlas Canadien du vent – 2005 - Vitesse moyenne du vent à 50m)

2. Contexte politique du développement éolien au Manitoba

La Loi sur l’Hydro-Manitoba donne à Manitoba Hydro le contrôle du marché de l’électricité dans la province. Hydro-Manitoba est le seul fournisseur d’énergie électrique dans la province, étant propriétaire et exploitant de pratiquement toutes les installations de production, de transport et de distribution de cette ressource au Manitoba. La Régie des services publics du Manitoba fixe les tarifs de l’électricité au détail. Le ministère de l’Innovation, de l’Énergie et des Mines a comme mandat de veiller au développement du secteur de l’énergie au Manitoba en s’engageant dans la mise au point des technologies émergentes comme l’énergie éolienne. Enfin, le gouvernement du Manitoba a lancé de nombreux appels à propositions pour le développement de l’éolien, et a fixé l’objectif de 1000 MW en 2016. Les 3 parcs éoliens du Manitoba actuellement en exploitation on été développés par des sociétés privées.

3. Le développement éolien actuel et les perspectives à venir au Manitoba

Il y avait 242 MW de capacités éoliennes installées en décembre 2011, soit 4,6 % du parc Canadien (source CANWEA), mais il y aurait environ 1200 MW en construction ou pré-construction à l’heure actuelle. Aucune donnée publique de production n’est disponible à l’heure actuelle pour cette province.

E. Ontario

1. Les ressources éoliennes de l’Ontario

Les ressources éoliennes de l’Ontario sont assez inégalement réparties et se situent en particulier sur les grands lacs et dans le nord de la province. Environ 40% de son territoire possède des ressources éoliennes très favorables au développement de cette énergie dans l’état actuel de la technologie (Voir carte en annexe – Données Atlas Canadien du vent – 2005 - Vitesse moyenne du vent à 50m)

2. Contexte politique et administratif du développement éolien en Ontario

La planification énergétique à long terme du gouvernement de l’Ontario annoncée en 2010 prévoie 10 700 MW d’énergie renouvelable (hors hydroélectricité) dont 7500 MW d’énergie éolienne pour 2018.


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En Ontario, la production, le transport et la distribution d’électricité est régie par sept entités juridiques distinctes :

� Ontario Power Generation Inc. (OPG) est détenue en totalité par la province de l’Ontario et gère les actifs de production l’ex-Ontario Hydro ;

� Hydro One Inc. (Hydro One) exploite un important réseau de transport et de distribution dans l’ensemble de la province ;

� Independent Electricity System Operator (IESO) est une société du gouvernement provincial responsable du marché de l’électricité et de l’exploitation du réseau de transport de l’electricité ;

� Ontario Power Authority est responsable de la planification du réseau, de l'offre et de la demande d'électricité ;

� La Société indépendante de gestion du marché de l’électricité (SIGMÉ) administre les marchés de l’électricité dans la province et est responsable d’assurer l’efficacité du réseau de transport ontarien ;

� La Société financière de l’industrie de l’électricité de l’Ontario (SFIÉO) est responsable de l’administration des contrats d’achat d’électricité ;

� L’Office de la sécurité des installations électriques (OSIE) est responsable de l’édiction des règlements régissant l’industrie de l’électricité dans la province, y compris tout ce qui concerne la production, le transport, la distribution, la vente au détail et l’utilisation de l’électricité ;

Le nouveau programme ontarien de tarification incitative, qui est géré par la Ontario Power Authority, garantie des prix spécifiques pour l’électricité issue de l’éolien (tarif de rachat garanti).

3. Le développement éolien actuel en Ontario

Il y avait 1969 MW de capacités éoliennes installées en décembre 2011, soit environ 37 % du parc Canadien (source CANWEA), et encore plus de 400 MW en construction et 1600 MW en pré-construction au début de l’année 2012.

4. Performances des capacités éoliennes de l’Ontario

D’après les données de production horaire disponibles sur le site web de l’IESO (http://www.ieso.ca/imoweb/marketdata/marketData.asp), le parc éolien ontarien a produit 1 424 792 MWh en 2008, 2 319 405 MWh en 2009 et 2 796 157 MWh en 2010. Si on recoupe ces données avec les capacités effectivement en production à chaque heure de cette période, on trouve un facteur de capacité moyen de 29,5% en 2008, 27,2% en 2009 et 28,4% en 2010.


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Figure 5 - Production moyenne et capacités installées en 2010 en Ontario (Source : IESO)

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Figure 6 - Production moyenne et capacités installées en 2011 en Ontario (Source : IESO)

F. Québec

1. Les ressources éoliennes du Québec

Les ressources éoliennes du Québec sont très importantes mais essentiellement limitées aux territoires du nord. Aussi, en dehors des façades maritimes ou de la vallée du Saint Laurent, la grande majorité du sud de la province ne possède pas de ressources éoliennes très favorables au développement de cette énergie dans l’état actuel de la technologie (Voir carte en annexe – Données Atlas Canadien du vent – 2005 - Vitesse moyenne du vent à 50m)

2. Contexte politique du développement éolien au Québec


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L’industrie de l’électricité dans la province de Québec est largement dominée par un monopole d’État qui s’appelle d’Hydro-Québec. Pratiquement toute la production et la distribution et tout le transport de l’énergie électrique dans la province sont d’une manière ou d’une autre reliés à Hydro-Québec. En mai 2006, le gouvernement du Québec a publié sa Stratégique énergétique qui fixe les objectifs de la province en matière de développement énergétique pour une période de 10 ans. La nouvelle capacité ayant fait l’objet d’appels d’offres par Hydro-Québec Distribution permettra de porter la capacité de production d’énergie éolienne de la province à 4 000 mégawatts en 2015, ce qui représentera 10 % de la capacité totale de la province et la capacité maximum d’éolien pouvant être absorbée par le réseau à cet horizon selon Hydro-Québec. Aussi, cet appel d’offre donne à cette dernière le mandat de renforcer la complémentarité hydroélectricité-énergie éolienne et fixe un objectif d’un minimum de 100MW d’éolien pour chaque tranche de 1000MW supplémentaires d’hydroélectricité. Enfin, il est important de noter que c’est la Régie de l’énergie qui est responsable de la réglementation en matière de transport d’électricité et de distribution de l’énergie au Québec, de l’approbation des modifications tarifaires proposées, de l’approbation des conditions de transport de l’énergie, et de l’autorisation des programmes d’approvisionnement commercial et des investissements d’Hydro-Québec.

3. Le développement éolien actuel au Québec et les perspectives à venir

Le premier appel d’offre, en 2003, portait sur 1000 MW, le second, en 2005, portait sur 2000 MW, et le dernier, en 2009, sur 500 MW de projets communautaires (régions autochtones). Enfin, en dehors de ces 3 appels d’offre, s’ajoutent 500 MW d’éolien lié à des ententes gré à gré entre Hydro-Québec production et des promoteurs privés.

Il y avait 918 MW de capacités éoliennes installées en décembre 2011, soit environ 17 % du parc Canadien (source CANWEA), et encore près de 2000 MW en construction ou pré-construction au début de l’année 2012. Il manque environ 650 MW de projets pour atteindre l’objectif des 4000MW en 2015.

4. Performances des capacités éoliennes québécoises

D’après les données fournies par Hydro-Québec concernant les parcs éoliens en service commercial entre le 1er septembre 2010 et le 31 août 2011 (portant sur 447 MW), la production moyenne de ces unités s’est élevée à 143 MW, ce qui équivaut à un facteur de capacité de 32 % sur cette période. Voici ci-dessous le détail de cette production moyenne sur 1 an. (Source : Document d’Appel à Qualification d’Hydro-Québec pour l’acquisition de services d’intégration éolienne, janvier 2012).


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Figure 7 - Production moyenne des 447 MW en service commercial entre septembre 2010 et août 2011

G. Terre-Neuve-et-Labrador

1. Les ressources éoliennes de Terre-Neuve-et-Labrador

Les ressources éoliennes des territoires Terre-neuve-et-Labrador sont assez exceptionnelles. La quasi-totalité de son territoire possède des ressources éoliennes très favorables au développement de cette énergie (Voir carte en annexe – Données Atlas Canadien du vent – 2005 - Vitesse moyenne du vent à 50m)

2. Contexte politique du développement éolien au Terre-Neuve-et-Labrador

Dans cette province, l’électricité est fournie par deux principaux organismes : Newfoundland Power (NP) et Hydro Terre-Neuve-et -Labrador (HTNL). NP est le principal détaillant et distributeur d’électricité à Terre-Neuve. Le Public Utilities Board est l’organisme de réglementation indépendant juridictionnel de l’industrie de l’énergie électrique dans la province et a comme mandat de surveiller HTNL et NP en plus des autres services publics.

Un élément majeur du plan énergétique de la province est l’investissement stratégique d’une partie importante des revenus provenant de sources d’énergie non renouvelables de la province dans les infrastructures des énergies renouvelables, y compris des installations favorisant le développement de l’énergie éolienne. La province a fixé un objectif de 80 MW et souhaite par ailleurs développer son potentiel éolien comme énergie de remplacement de l’hydro-électricité là où cela est possible, et réduire la production d’électricité et des émissions de la centrale d’Holyrood.

3. Le développement éolien actuel au Terre-Neuve-et-Labrador


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Il y avait 52 MW de capacités éoliennes installées en décembre 2011, soit moins de 1 % du parc Canadien (source CANWEA), mais il y a environ 147 MW en construction ou pré-construction au début de l’année 2012.

H. Nouveau-Brunswick

1. Les ressources éoliennes du Nouveau-Brunswick

Les ressources éoliennes du Nouveau-Brunswick sont assez limitées en dehors des façades maritimes. Environ 10% de son territoire possède des ressources éoliennes très favorables au développement de cette énergie dans l’état actuel de la technologie (Voir carte en annexe – Données Atlas Canadien du vent – 2005 – Vitesse moyenne du vent à 50m)

2. Contexte politique du développement éolien au Nouveau-Brunswick

Le gouvernement du Nouveau-Brunswick s’est engagé en faveur d’une augmentation de la part des énergies renouvelables dans son mix énergétique. En vertu de la Loi sur l’électricité, la Société d’Énergie du Nouveau-Brunswick, propriété de la province, a fait l’objet d’une restructuration, passant d’une structure unitaire à une société de portefeuille comptant plusieurs filiales, ce qui crée un environnement concurrentiel pour les clients admissibles des marchés de gros, industriel et municipal. Cette loi a permis aux producteurs indépendants d’électricité de participer à la production de nouvelle électricité. L’Exploitant du réseau du Nouveau-Brunswick (ERNB) assure la sécurité et la fiabilité du réseau électrique et supervise l’accès au réseau de transport d’énergie électrique. Conformément au Règlement sur l’électricité issue de sources renouvelables, 10 % de l’électricité acquise par la Société d’Énergie du Nouveau-Brunswick à compter de 2016 doit provenir de sources d’énergie renouvelables (soit environ 400MW d’éolien sur 500MW d’ENR). Le développement de l’éolien se fait via des appels à proposition de la part de la Société d’Énergie du Nouveau-Brunswick et la signature d’accords d’achats de l’électricité sur une durée définie (généralement 20 ans).

3. Le développement éolien actuel et les perspectives à venir au Nouveau-Brunswick

Il y avait 294 MW de capacités éoliennes installées en décembre 2011, soit 5,6 % du parc Canadien (source CANWEA), mais il y a environ 1000 MW en construction ou pré-construction au début de l’année 2012. Selon NB Power, ces 294 MW sont en mesure de produire 918500 MWh, soit un facteur de charge de 35,6%


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I. Nouvelle-Ecosse

1. Les ressources éoliennes de la Nouvelle-Ecosse

Les ressources éoliennes de la Nouvelle-Ecosse sont assez importantes mais très limitées aux façades maritimes. Environ 50% de son territoire possède des ressources éoliennes très favorables au développement de cette énergie dans l’état actuel de la technologie (Voir carte en annexe – Données Atlas Canadien du vent – 2005 - Vitesse moyenne du vent à 50m)

2. Contexte politique du développement éolien en Nouvelle-Ecosse

Nova Scotia Power Inc. est le principal fournisseur d’électricité en Nouvelle-Écosse, produisant et transportant 97 % de l’électricité de la province et en distribuant 95 %. L’organisme exploite deux sites de production d’énergie éolienne. En vertu de l’Electricity Act, la Nouvelle-Écosse a adopté un tarif de libre accès au réseau de transport, cependant le marché concurrentiel en est à ses tout débuts. La Commission des services publics et d’examen de la Nouvelle-Écosse est un organisme indépendant et juridictionnel. Elle a compétence sur les appels, les décisions et les ordonnances émises dans le cadre des Renewable Energy Standards Regulations. Il revient à l’administrateur nommé en vertu des Renewable Energy Standards Regulations de confirmer le statut « d’installations de production d’énergie renouvelable ». Le gouvernement de la Nouvelle-Ecosse a fixer comme objectifs 25% d’énergie renouvelable en 2015 et 40% en 2020. Le « Wheeler Report » de 2009 établit un processus en trois étapes en vue de dépasser en 2015 l’objectif de production de 1 500 GWh d’électricité issue de sources renouvelables dans la province. L’emphase est mise sur le rôle des producteurs indépendants, des entreprises communautaires et des citoyens.

3. Le développement éolien actuel en Nouvelle-Ecosse

Il y avait 285 MW de capacités éoliennes installées en décembre 2011, soit environ 5,4 % du parc Canadien (source CANWEA), et environ 50 MW en construction ou pré-construction au début de l’année 2012 et 200 MW supplémentaires sont prévus pour atteindre les objectifs.

J. Ile-du-Prince-Edouard

1. Les ressources éoliennes de l’Ile du Prince Edouard

Les ressources éoliennes de l’Ile-du-Prince-Edouard sont très importantes mais ce territoire est relativement petit et limité à des façades maritimes. La quasi-totalité de cet espace possède des ressources éoliennes très favorables au développement de cette énergie dans l’état actuel de la technologie (Voir carte en annexe– Données Atlas Canadien du vent – 2005 - Vitesse moyenne du vent à 50m)

2. Contexte politique du développement éolien sur l’Ile du Prince Edouard


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L’Île-du-Prince-Édouard est desservie par la Maritime Electric Company, Limited, qui est une filiale appartenant en totalité à Fortis Inc, il s’agit du seul service public de la province en matière d’électricité. La PEI Energy Corporation (la Corporation) est responsable de la promotion et de la poursuite du développement du réseau énergétique, de même que de la production, du transport et de la distribution de l’énergie. Il gère les quatre parcs éoliens actuellement en exploitation. La Energy Framework and Renewable Energy Strategy de 2004 stipulait que la Corporation continuera d’être activement engagée dans l’avancement et la mise en œuvre de projets de production d’énergie éolienne à l’Île-du-Prince-Édouard. La Renewable Energy Act exige que les services publics acquièrent au moins 15 % d’énergie électrique provenant de sources renouvelables.

3. Le développement éolien actuel sur l’Ile du Prince Edouard

Il y avait 163,6 MW de capacités éoliennes installées en décembre 2011, soit environ 3 % du parc Canadien (source CANWEA). Le gouvernement de l’Ile du Prince Edouard a fixé comme objectif l’installation de 500 MW d’éolien d’ici 2013.

K. Yukon, Territoires du Nord-Ouest et Nunavut

1. Les ressources éoliennes du Yukon, des territoires du N.O. et du Nunavut

Les ressources éoliennes du Yukon sont réservées aux zones d’altitude, celles des territoires du Nord-Ouest sont assez limitées, et celles du Nunavut sont très importantes. Cela dit, il faut noter que ces zones sont pour la plupart extrêmement enclavées et relativement loin d’importants bassins de consommation d’électricité (Voir carte en annexe – Données Atlas Canadien du vent - 2005). Cela explique pourquoi cet important gisement n’est quasiment pas exploité.

2. Le développement éolien actuel du Yukon, des territoires du N.O. et du Nunavut

Il n’y a pas de capacités éoliennes installées significatives dans ces régions car il n’existe pas de réseau de transport de l’électricité centralisé. L’approvisionnement est assuré grâce à une combinaison de centrales hydroélectriques existantes, de centrales au mazout, de centrales à combustion interne et de parcs éoliens naissants en cycles combiné, de petite taille, et en sites isolés.


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L. Les incitatifs et capacités installées au niveau fédéral

Les incitatifs créés par le gouvernement fédéral ont joué un rôle déterminant dans la mise en valeur de l’énergie éolienne au Canada jusqu’à présent en appuyant et en étoffant les initiatives des gouvernements provinciaux dans ce domaine.

Le Programme Eco-énergie pour l’électricité renouvelable a été créé en janvier 2007 pour appuyer le déploiement de plus de 4 000 MW de nouveaux projets d’électricité renouvelable au Canada, ce qui permettrait d'alimenter un million de foyers en électricité. C’est un programme de 1,5 milliard de dollars qui fournit un incitatif financier de 1 cent par kilowattheure produit dans le but d'accroître la production canadienne d'électricité renouvelable. Il est important de noter que ce programme Eco-énergie a déjà alloué l’ensemble de ses crédits gouvernementaux et a arrêté de soutenir la construction de projets d’énergie éolienne depuis le début de l’année 2011. Le nouveau budget fédéral ne prévoie pas de nouveau dispositif de soutien.

Aussi, le plan d'action économique, faisant fond sur cet investissement, injecte 2,4 milliards de dollars de plus pour financer le développement et le déploiement de technologies d'énergie propre et d'infrastructures connexes, dont le Fonds pour l'énergie propre et le Fonds pour l'infrastructure verte.

Province Levier/Incitatif provincial Levier/incitatif fédéral

Alberta Alberta offset credit system

Jusqu’à 2011:

Programme Eco-énergie

Colombie BritanniquePromotion , exonérations de loyer

et tarif de rachat (jusqu’à 15 MW)

ManitobaLoi promouvant les ENR et politique

d’appels d’offres

Nouveau-BrunswickLoi promouvant les ENR et politique

d’appels d’offres

Terre-Neuve-et-Labrador Investissements provinciaux

Nouvelle-EcossePromotion et politique d’appels

d’offres

Ontario Tarif de rachat garanti

Ile-du-Prince-EdouardLoi promouvant les ENR et politique

de développement organisée

QuébecObjectifs provinciaux et appels

d’offres

SaskatchewanProgramme d’énergie privilégiée

pour l’environnement (EPE)

Yukon, Territoires du Nord-

Ouest et Nunavut-

Figure 8 - Tableau récapitulatif des principaux dispositifs en place pour inciter le développement de l’énergie éolienne au Canada


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L’image ci-dessous résume l’état d’avancement du développement de l’énergie éolienne au Canada au début de l’année 2012 selon les différentes provinces :

Figure 9 – Capacités éoliennes installées par provinces en décembre 2011 (Source Canwea)

Des données concernant la localisation précise, la date de mise en service et les caractéristiques techniques de l’ensemble des parcs éoliens canadiens installés sont disponibles à ce lien :

http://www.canwea.ca/farms/wind-farms_f.php.


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II. Le développement de l’énergie éolienne et l’intégration du réseau électrique canadien

L’éolien se développe de manière exponentielle dans la plupart des provinces canadiennes, et représentera très prochainement une part non négligeable du mix énergétique national. A partir de ce constat, nous pouvons nous interroger sur les enjeux de gestion et de planification du réseau électrique au niveau fédéral liés à cette expansion pensée et organisée au niveau provincial. Nous commencerons donc par exposer brièvement les grandes problématiques liées à l’intégration d’une quantité importante d’énergie éolienne dans les réseaux, avant de s’intéresser plus particulièrement à la question centrale des interconnexions au niveau régional, et notamment aux gains économiques et environnementaux qui pourraient résulter de cette dynamique dans le cadre d’un essor de l’énergie éolienne. Enfin, nous terminerons en justifiant la nécessité d’une réflexion plus globale du développement éolien au Canada, et l’intérêt d’une plus grande intégration des secteurs de l’électricité dans ce contexte.

A. L’intégration de l’énergie éolienne dans le réseau électrique : les enjeux de gestion et de planification au niveau fédéral

1. Vers une part significative de l’éolien dans le mix énergétique canadien

Il y avait 5265 MW d’éolien au Canada au début de l’année 2012 sur une capacité totale installée de 130 543 MW en 2010 (source Statistique Canada). Et, d’après l’état des lieux du développement éolien réalisé dans la partie précédente, on peut prévoir qu’il y aura, très probablement, environ 17 000 MW de capacités éoliennes installées en 2015 (en se basant sur les chiffres des projets en construction ou pré-construction collectés dans les différentes provinces), et peut-être plus de 27 000 MW à l’horizon 2020 si tous les gouvernements provinciaux canadiens atteignaient leurs objectifs. En se basant sur un facteur de charge moyen de 25% (inférieur à celui constaté jusque là), ces capacités représenteront, en termes de production, un peu plus de 6% de la consommation électrique canadienne totale en 2015, et peut-être près de 10% en 2020 (en prenant comme référence les 589 TWh consommés au Canada en 2010 selon la banque mondiale). Ces niveaux de pénétration signifient que la production éolienne, en valeur instantanée, pourrait potentiellement couvrir jusqu’à 20% de la demande d’électricité canadienne en 2015, et dépasser les 30% en 2020. Cette croissance ne sera pas sans conséquences sur la gestion et la planification des réseaux électriques canadiens dans les années à venir ; nous nous proposons donc de passer en revue les principales problématiques liées à ces perspectives.

2. Les enjeux de gestion et de planification liées à l’augmentation de la part d’énergie éolienne dans

le réseau électrique canadien


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Variabilité de l’éolien, gestion du réseau et besoins en réserves opérationnelles

L’intégration de l’énergie éolienne dans les réseaux est une problématique relativement complexe et très documentée depuis quelques années, étant donné l’enjeu qu’elle représente. De nombreux pays, notamment européens, atteignent déjà des niveaux de pénétration au-delà des 15 %, avec des pointes en valeur instantanée dépassant les 50%. A ce titre, on peut prendre l’exemple de l’Espagne qui, lors de l’hiver 2011, a même produit pendant quelques heures jusqu’à 54% de son électricité grâce aux éoliennes. Pourtant, selon le président de la société qui gère le réseau électrique espagnol, cette valeur peut également descendre pendant quelques heures jusqu’à 0,35%. C’est ce que l’on appelle la variabilité de la production éolienne. Si on constate que cette variabilité peut être gérée, elle n’est pas sans poser des problèmes quant à la gestion et la planification des réseaux électriques à différents horizon temporels.

Rappelons d’abord qu’un réseau électrique est caractérisé par sa fréquence qui, en fonctionnement normal, est la même en tout point du réseau. Sa stabilité résulte de l'équilibre entre la puissance produite et la puissance consommée. Face à la variabilité de ces deux composantes, un ajustement constant entre la demande des consommateurs et le niveau de production est nécessaire ; c'est la mission du gestionnaire de réseau que d'assurer la continuité du service et la qualité de fourniture tout en assurant la performance économique. En cas de baisse de fréquence due à un incident sur le réseau ou sur un moyen de production, une série de mesures visant à rétablir les conditions nominales est immédiatement prise. Tout d'abord, de façon automatique et instantanée, les groupes producteurs principaux «puisent» dans leur réserve de puissance inertielle (réglage primaire), de nouvelles consignes de niveau de puissance à produire sont ensuite envoyées automatiquement depuis le centre de contrôle du gestionnaire à l'ensemble des producteurs (réglage secondaire). Intervient alors un troisième mode de réglage de la fréquence (réglage tertiaire), manuel, qui peut décider de la mise en route de capacités supplémentaires dans les 15 minutes. Le cas inverse se passe en cas de hausse de fréquence.

Pour gérer la variabilité des capacités de production éolienne, le gestionnaire utilise donc des moyens de production en réserve qui doivent pouvoir venir prendre le relais ou s’effacer à des échelles de temps assez réduites (inférieurs à 24h). A partir de là, on comprend aisément que l’augmentation de la part d’éolien dans le mix énergétique, complexifie la gestion du réseau et augmente le besoin en réserves opérationnelles. Ces réserves sont des moyens de production dits « flexibles » ou « cyclables ». Leur coût économique et environnemental peut varier selon qu’il s’agit par exemple de groupes hydroélectriques (par exemple au Québec) ou de turbines à gaz (en Alberta), mais il est souvent plus élevé que celui des « centrales de bases » moins flexibles et associées à des échelles de temps généralement supérieurs à 24h (par exemple des centrales nucléaires).

Surplus éoliens, planification géographique et interconnexions régionales

En plus d’augmenter les besoins de réserves, l’éolien peut aussi poser des problèmes de surplus à l’échelle régionale lorsqu’il y a une forte concentration de capacités éoliennes dans une région peu


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consommatrice d’électricité. D’après B. Saunier et R. Reid, dans leur ouvrage sur l’éolien, c’est ce qui pourrait arriver en Gaspésie à partir de 2015 lorsque toutes les capacités éoliennes prévues seront raccordées au réseau. En évaluant l’évolution de la consommation de cette région, ces derniers estiment alors qu’il pourrait y avoir des surplus énergétiques annuels de l’ordre de 3 TWh d’ici 3 ans. Ces surplus devront alors être absorbés par les régions voisines que sont le Nouveau Brunswick et le Bas-Saint-Laurent. Heureusement, la capacité des interconnexions et le potentiel de consommation à venir dans ces deux secteurs semble suffisant pour absorber ce surplus d’ici 2015.

Dans ce cas, on comprend que l’implantation de nouvelles capacités éoliennes concerne également des problématiques de planification du réseau. Il faut veiller à ce que toute la production éolienne puisse être consommée et transportée. Et lorsque toutes les régions possèdent des ressources éoliennes importantes, il faut alors s’interroger sur la complémentarité de ces ressources au niveau géographique, et également sur la disponibilité de réserves opérationnelles nécessaires à grande échelle pour palier à la variabilité. Parallèlement à la planification du réseau, de ses capacités de production et de ses interconnexions, se pose donc logiquement la question d’une réflexion géographique du développement éolien au-delà de l’échelle provinciale. A savoir : dans quel secteur du Canada implanter quelle capacité éolienne, et en fonction de quelles ressources afin d’optimiser la production électrique au niveau économique et environnemental2 ? Nous reviendrons sur ces questions dans la partie B en évoquant l’intérêt d’une plus grande interconnexion dans le cadre du développement éolien national.

Horizon temporel, gestion de la variabilité de l’éolien et prévisions de production

L’intégration d’une part importante d’électricité éolienne implique donc des problématiques de gestion et de planification des besoins de réserves, mais également de gestion et de planification du réseau et des capacités de production. Mais étant donné que le problème central de cette énergie et de son intégration reste sa variabilité (de laquelle découlent tous ces impératifs), on comprend que l’aspect prévision de la production revête une certaine importance. En effet, si une prévision très précise des ressources éoliennes (et donc des niveaux de production) était possible assez longtemps à l’avance, la gestion de cette variabilité serait totalement modifiée. Il serait par exemple possible de planifier, avec une précision plus importante, les échanges d’énergie entre les régions et de substituer certains besoins de réserves opérationnelles par d’autres moins coûteux ou moins polluants. Cela changerait donc radicalement les problématiques évoquées précédemment, et, plus généralement, l’approche de planification du développement éolien. Pour comprendre cet enjeu et son importance, il faut s’intéresser aux différentes échelles de temps en cause dans la gestion de l’intégration de l’énergie éolienne, et à l’état de précision et d’avancement des prévisions de production.

2 Ce genre d’étude n’a pas encore été réalisé à notre connaissance, et la planification du développement éolien semble

systématiquement organisée à l’échelle provinciale sans grande considération de ces problématiques au niveau

fédéral.


24

Nous avons vu précédemment que la variabilité globale offre-demande est gérée à différents horizons temporels. La régulation fréquence-puissance se fait dans les secondes-minutes, le suivi de la charge et la réserve tournante : entre 10 minutes et une heure, et l’ordonnancement des groupes chargés de répondre aux besoins de la demande du jour d’après se fait dans un horizon allant de quelques heures à 24h. Il y a donc trois types de réserves opérationnelles associées à ces trois fenêtres temporelles. Nous ne nous intéresserons donc pas à l’horizon temporel au-delà des 24h car, à ce niveau, on ne parle plus de réserves opérationnelles, et il est certain que les modèles météorologiques actuels ne sont pas en mesure de fournir une précision suffisante plusieurs jours à l’avance. De toute manière, comme nous l’avons expliqué, l’enjeu principal se situe à l’intérieur de cette fenêtre de 24h qui est celle de la gestion de la variabilité de court terme de l’éolien. Il y a différents types de variabilité, et on ne s’intéressera donc pas ici à la gestion de la variabilité à moyen et long terme de l’éolien, ni à la variabilité locale ou pour quelques éoliennes ; mais plutôt à la variabilité globale du parc éolien provincial ou national dans cet horizon de 24h.

Il est généralement admis que la variabilité d’un parc éolien diminue avec sa dispersion géographique et l’augmentation du nombre de machines dans la mesure où les variations dans les régimes de vent (que ce soit au niveau local ou national) sont également répartis dans l’espace3. D’où l’importance d’une répartition géographique judicieuse des capacités éoliennes à l’échelle nationale, en jouant idéalement sur les différents régimes de vent, afin de lisser la production instantanée de l’ensemble des capacités éoliennes. Les deux graphiques suivants (figures 9 et 10), qui montrent d’abord la variation de production de l’ensemble des parcs de l’Ontario et ensuite de chaque parcs individuellement pour la même journée, illustrent bien ce phénomène.

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Production totale moyenne (MWh)

Figure 10 – Production éolienne du 30 novembre 2011 en Ontario (capacités totales de 1401 MW)

3 Ce phénomène est largement documenté par B. Saulnier et R. Reid dans leur ouvrage commun sur l’éolien aux p. 209

à 211 et p. 219.


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KINGSBRIDGE, Huron County, 39,6MW

PORT BURWELL, Norfolk and Elgin Counties, 99MW

PRINCEFARM, Sault Ste. Marie District, 189 MW

RIPLEY SOUTH, Township of Huron-Kinloss, 76 MW

PORT ALMA, 101,2 MW

UNDERWOOD, Bruce County, 181,5 MW

WOLFE ISLAND, Township of Frontenac Islands, 197,8 MW

PORT ALMA2, Municipality of Chatham-Kent, 101 MW

GOSFIELD, Town of Kingsville, 50MW

SPENCE, Townships of Howard and Oxford, 98,9 MW

DILLON, Raleigh, 78 MW

Figure 11 - Production éolienne du 30 novembre 2011 pour chaque parc éolien de l’Ontario (Données IESO)

A présent, intéressons-nous aux outils de prévision de la production éolienne. A ce titre, la figure 11 montre les variations de la production moyenne de l’ensemble du parc d’Alberta sur la même journée associé avec les prévisions de production 24h basées sur les modèles de prévisions météorologiques classiques.

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Figure 12 – Production éolienne du 30 novembre 2011 comparée aux prévisions numériques 24h en Alberta

Ce graphique montre d’abord que l’ampleur des variations de la production éolienne de l’ensemble d’une province sur une journée peut être assez importante. En l’occurrence, cela s’explique par le fait


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que les parcs de l’Alberta sont assez concentrés géographiquement (plus qu’en Ontario) et qu’il y a moins de capacités (865 MW pour ce 30 novembre 2011). Mais ce graphique montre surtout que les prévisions de production à l’horizon 24h, si elles donnent une tendance, restent néanmoins relativement imprécises. Pour se faire une meilleure idée, voici ci-dessous le même graphique pour l’ensemble de ce mois de novembre 2011. (La ligne MCR représente le niveau maximum pouvant être produit par le parc total).

Figure 13– Production éolienne de novembre 2011 comparée aux prévisions numériques 24h en Alberta4

En analysant la précision des prévisions sur l’ensemble du mois de novembre, on remarque que le pourcentage d’erreur de la prévision est de 12,9% (sur l’ensemble de l’année 2011, ce pourcentage évolue entre 10% et 15% avec une moyenne de 12,8%).

Les chiffres de la figure 13, fournis par Hydro-Québec, permettent d’évaluer la performance de la prévision de production éolienne au Québec en fonction de l’horizon temporel (mesurée par l’écart type de l’erreur de prévision) entre le 1er septembre 2010 et le 31 août 2011 pour les 447 MW en service commercial à cette période.

4 Données disponibles pour les trois dernières années sur http://www.aeso.ca/gridoperations/20877.html


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Figure 14 - Performance de la prévision de production éolienne mesurée entre le 1er septembre 2010 et le 31

août 2011 (Source : Hydro-Québec)

Finalement, on peut dire que le niveau actuel des prévisions météorologiques permet de donner une tendance pour la planification des moyens de production nécessaires sur un horizon de 24h avec une marge d’erreur relativement faible, mais ne sont pas d’une très grande aide pour le gestionnaire du réseau dans un horizon plus réduit. En effet, la production horaire réelle peut être décalée de cette tendance et donc très éloignée de la prévision.

Cela dit, de nouveaux systèmes de prévision permettant de calculer beaucoup plus précisément la production éolienne sont testés actuellement dans plusieurs régions du monde (notamment au Texas et en Espagne). Ces systèmes sont basés sur l’utilisation conjointe de différents modèles de prévisions météorologiques et de réseaux neuronaux artificiels. La particularité de cette méthode est la prévision de la vitesse du vent dans chaque aérogénérateur de chaque parc éolien, et la communication de ces informations en temps réel avec le centre de contrôle du réseau. Ce nouveau système devrait permettre de prévoir beaucoup plus finement les niveaux de production sur un horizon horaire de l’ensemble des parcs, mais il n’existe pas encore de données fiables sur une longue période de temps pouvant nous permettre d’apprécier les progrès réels de cette nouvelle technologie.

Quoi qu’il en soit, en 2012, il est certain que la production éolienne de l’ensemble d’une province a tendance à fluctuer de manière importante, et ces fluctuations restent très difficiles à prévoir sur un horizon temporel très court. Toutefois, il semblerait que la gestion de la variabilité de l’éolien, dans une certaine proportion, reste assez proche de la gestion de la variabilité de la demande d’électricité en général. En effet, une étude coordonnée par le New York State Energy Research and Development Autority (NYSERDA) en 2004 a calculé l’impact de l’ajout de 10% de capacité éolienne dans le réseau


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électrique de l’Etat de New York (3300MW sur un total de 33000MW). Les résultats de cette étude montrent que la variabilité horaire maximale reste pratiquement inchangée (+0,04% de variabilité horaire maximale supplémentaire liée aux 10% de capacité éolienne, et +3,31% supplémentaires sur la variabilité du suivi-charge 5 minutes), et que le NYSBPS pourrait donc répondre à la légère augmentation de la variabilité liée à ces 10% d’éolien supplémentaires avec ses pratiques actuelles et moyens de production existants sans impact significatifs sur la fiabilité du réseau5. Cette étude ne prend pourtant pas en compte l’effet positif de la prévision de la production éolienne sur la réduction des besoins effectifs d’équilibrage en temps réel. D’ailleurs, B. Saulnier et R. Reid, dans leur ouvrage sur l’éolien, estiment que le coût des besoins d’équilibrage additionnels associés au suivi de charge de l’éolien se situe dans une fourchette de 1-3 $/ MWh jusqu’à 10% de pénétration, mais précisent aussi que ces besoins d’équilibrages seraient réduits de 50% si des outils de prévision d’horizon horaire remplaçaient la prévision de 24h de l’éolien dans le plan de production d’un exploitant. La question de la prévision est donc bien un enjeu majeur de l’intégration de l’énergie éolienne dans le réseau dans la mesure où cet outil, selon l’évolution du niveau de précision des modèles à venir, peut tout à fait venir faciliter la gestion des problèmes liés à cette nouvelle incertitude éolienne. Dans le cadre d’une arrivée massive de nouvelles capacités éoliennes dans les années à venir, resterait alors les problèmes liés au manque éventuel de planification et d’intégration du réseau que nous avons évoqué précédemment, et que nous nous proposons d’analyser dans la partie B.

5 Conclusions de l’étude disponible sur le site web de NYSERDA :

http://www.nyserda.ny.gov/~/media/Files/EDPPP/Energy%20and%20Environmental%20Markets/RPS/RPS%20D

ocuments/wind-integration-report.ashx?sc_database=web


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B. L’intégration du réseau électrique et le développement de l’énergie éolienne : les enjeux d’une plus grande interconnexion au niveau régional et fédéral

L’intégration du secteur électrique est un enjeu majeur pour le développement massif de l’éolien et des énergies renouvelables en général hors hydraulique, mais cette notion d’intégration se rattache à plusieurs réalités. Dans cette partie, nous commencerons donc par définir cette idée afin de poser les bases et de comprendre la portée du principe d’interconnexion. Ensuite, nous verrons quels sont, d’une manière générale, les avantages d’un réseau intégré dans le cadre du développement de l’énergie éolienne ; et enfin nous tenterons d’évaluer dans quelle mesure le développement des interconnexions régionales canadiennes permettrait de mieux accompagner cette expansion.

1. Intégration du secteur électrique et interconnexions

Lorsqu’on évoque le principe d’intégration dans le secteur électrique, on peut parler d’intégration des infrastructures, d’intégration des pratiques commerciales, ou encore d’intégration des réglementations. Il existe donc, selon P.O. Pineau (2012), différents niveaux d’intégration selon les caractéristiques et les avancées en ce qui concerne ces trois dimensions. L’intégration « en profondeur » (lorsque toutes ces dimensions sont prises en compte), recommandée par de nombreux spécialistes des questions énergétiques, permet d’obtenir des gains économiques, environnementaux et sociaux non négligeables dans la mesure où tous les investissements sont mutualisés (et donc réduits), et où toutes les décisions sont rationalisées (et donc plus efficaces). Il s’agit donc simplement de bon sens ; mais les politiques, spécificités et autres inégalités territoriales sont autant de freins à la mise en place de ces principes.

La première étape de l’intégration des secteurs de l’électricité est celle de l’interconnexion physique entre les différents réseaux existants. En effet, pour qu’il y ait un réel marché intégré, il faut que l’énergie puisse circuler librement dans l’ensemble du réseau. Nous nous intéresserons essentiellement à cet aspect de l’intégration dans notre étude relative au développement éolien puisque c’est aussi l’une des étapes les plus importantes dans le cadre d’une plus grande contribution des énergies renouvelables (hors hydraulique) au mix énergétique canadien. Comme nous l’avons évoqué précédemment l’interconnexion des réseaux permet notamment de mieux gérer la pénétration et la planification d’une vaste quantité d’énergie éolienne à grande échelle favorisant également la réalisation d’importants gains économiques et environnementaux.

2. Les gains économiques et environnementaux d’un développement éolien associé à une plus grande interconnexion des réseaux

Le développement du réseau de transport de l’électricité et des interconnexions avec les réseaux voisins fait l’objet d’un consensus international parmi les planificateurs de ce secteur. Comme expliqué précédemment, c’est avant tout un enjeu stratégique de l’évolution des marchés de l’électricité à


30

l’échelle continentale. Mais c’est aussi une étape indispensable à l’intégration d’une part importante d’énergies renouvelables décentralisées, et tout particulièrement au développement de l’éolien. Avant d’aborder plus en détails la question des avantages économiques et environnementaux, commençons donc par expliquer ce qui rend nécessaire cette plus grande interconnexion dans le cadre du développement de l’éolien.

La première raison qui motive cette dynamique, c’est la nécessité de raccorder les zones de fort gisement d’énergie éolienne souvent relativement concentrées et surtout excentrées (Gaspésie, Nord Ouest du Texas, Mer du nord en Europe…) aux grands centres de consommation à l’échelle continentale. En effet, tel que vu précédemment, la variabilité de l’éolien fait que ces capacités de production peuvent dégager temporairement d’importants surplus énergétiques au niveau régional. Pour que ces surplus puissent être consommés dans le réseau, il faut donc créer de véritables « autoroutes » énergétiques permettant de rendre accessible cette énergie à un grand nombre de foyer. On parle alors de super-grid à l’échelle continentale. Et au-delà de l’absorption de ces surplus, il s’agit de pouvoir mieux gérer la variabilité générale des diverses énergies renouvelables en jouant sur leur complémentarité à grande échelle. Par exemple, un super-grid européen devrait permettre d’associer la production photovoltaïque méditerranéenne et éolienne off-shore en mer du nord (Ecofys for WWF, 2011, The Energy Report : 100% renewable energy by 2050). Ces deux types de capacités n’ayant pas les mêmes périodes de production, leur association dans un réseau intégré aide en effet à réduire leur variabilité globale, et ainsi à planifier une pénétration plus importante d’énergie renouvelable dans le mix énergétique.

A partir de là, on comprend tous les avantages économiques et environnementaux qui peuvent découler d’une plus grande interconnexion dans le cadre d’un développement éolien conséquent:

� Diminution et mutualisation des besoins de réserves opérationnelles L’interconnexion est un moyen de diminuer la variabilité de l’éolien en permettant une plus grande dispersion géographique des capacités de production et l’augmentation des possibilités d’échanges énergétiques6. On assiste alors à une baisse et une mutualisation des besoins de réserves opérationnelles souvent relativement couteuses et polluantes.

� Des réserves opérationnelles plus propres et plus économiques La quantité d’énergie hydraulique disponible à travers l’ensemble du Canada est tout à fait suffisante pour gérer la variabilité d’une grande quantité d’énergie éolienne à l’échelle fédérale. Pourtant, actuellement, certaines provinces peu équipées en hydro-électricité (comme l’Alberta) doivent utiliser essentiellement des turbines à gaz, très couteuses et émettrices de GES, pour

6 et 7 Phénomènes démontrés dans L’éolien : au cœur de l’incontournable révolution énergétique, Bernard Saulnier et

Real Reid, Edition Multimonde, 2009


31

gérer l’intégration de l’éolien. L’interconnexion, en rendant disponible l’énergie hydraulique canadienne à l’ensemble de ses provinces, peut donc être un moyen de réduire ces émissions, et par là même, le coût de la pénétration éolienne.

� Economie des gaspillages d’énergie éolienne et stabilité du réseau Une bonne interconnexion des réseaux, associés à un développement éolien raisonné et équilibré, est l’assurance de pouvoir absorber toutes formes de surplus énergétiques régionaux évitant ainsi une nécessaire mise à l’arrêt temporaire de certains parcs et le gaspillage qui en résulte, et, augmentant les possibilités d’exportations7. Aussi, l’interconnexion peut permettre de gérer plus facilement d’éventuelles chutes de tension dans le réseau liées à l’arrêt simultané de l’ensemble des capacités éoliennes d’une région.

� Possibilité de planifier l’énergie éolienne à grande échelle Comme nous le mentionnions à travers le principe de super-grid, l’interconnexion permet de planifier le développement éolien à l’échelle continentale afin de rationnaliser les investissements et d’utiliser au mieux les ressources8. Le fait de concentrer toutes les capacités dans les zones de fort gisement, et d’équilibrer ces « pôles » de production à grande échelle facilite l’optimisation des investissements éoliens et la diminution des coûts de production de cette énergie qui sont liés notamment au potentiel éolien et aux coûts d’intégration.

Pour toutes ces raisons, il est évident que l’émergence des énergies renouvelables variables est intimement liée, voir même dans certaines proportions, dépendante du renforcement des interconnexions. Pourtant, comme nous l’avons souligné dans notre première partie, d’importantes capacités de production éoliennes sont sur le point de voir le jour au Canada (plus de 10 000 MW supplémentaires d’ici 3 ans) tandis que le réseau semble encore très peu interconnecté au niveau fédéral. A partir de là, on peut s’interroger à propos de la suffisance des infrastructures existantes, et sur la nécessité d’une meilleure planification et d’une réflexion globale des conditions d’intégration de ces capacités éoliennes supplémentaires au niveau fédéral.

3. Etat des interconnexions canadiennes existantes et évaluation des besoins nécessaires aux

capacités éoliennes à venir

8 Idée développée dans Ecofys, 2011, The Energy Report : 100% renewable energy by 2050 et dans EWEA 2012, Wind integration report


32

Interconnexions actuelles et à venir au Canada

Le réseau électrique canadien a été conçu et réalisé historiquement province par province, en accordant une importance restreinte aux interconnexions provinciales qui restent donc relativement limitées. Aussi, les principales interconnexions existantes sont organisées selon un axe nord sud afin de favoriser les échanges avec les Etats Unis comme le montre les figures 14 et 15.

Figure 15 – Principales interconnexions existantes entre les provinces canadiennes (source : ACE)

Les figures 15 et 16 donnent un aperçu des interconnexions existantes et de leurs capacités en 2006. Elles montrent que la plupart des grandes provinces canadiennes ne sont pas vraiment connectées entre elles comparé au potentiel existant et aux capacités de production. En effet, nous remarquons qu’il n’y a actuellement pas d’infrastructures permettant une réelle circulation des flux énergétiques entre l’Est et l’Ouest du Canada, et que plusieurs provinces (Colombie Britannique, Ontario et Manitoba) ont même beaucoup plus de capacités d’interconnexions avec les Etats-Unis qu’avec le Canada.


33

Figure 16 - Interconnexions existantes, projetées et possibles entre zones de compétence (Source : Académie

canadienne du génie, 2009)

Figure 17 – Capacités de production et interconnexions, en MW, par province (Source : Pineau 2009)


34

Cette relative indépendance physique entre les différentes parties du réseau canadien comparée à la plus forte interconnexion nord-sud avec les Etats-Unis s’explique notamment par le regroupement du transport régional en Amérique du nord en 8 zones. L’Ontario, le Québec et les autres provinces de l’Est appartiennent au NPCC qui rassemble également 8 états du Nord-est des Etats-Unis. Le Manitoba et le Saskatchewan sont interconnectées avec 9 états du centre dans le MRO, et l’Alberta et la Colombie Britannique font partie de l’Interconnexion de l’Ouest (WECC) qui englobe toute la façade Pacifique. Ces différentes régions électriques ont pour objectif d’aller vers la construction de nouvelles infrastructures communes de transit énergétique pour pouvoir notamment intégrer davantage d’énergie verte dans leur réseau. Mais, cette dynamique d’interconnexion ne permet pas de relier l’Est et l’Ouest du Canada qui se trouvent en quelques sortes coupés en trois comme le montre la figure 17.

Figure 18 – Interconnexions régionales en Amérique du nord (source : North American Reliability Corporation)

Capacités éoliennes en développement et interconnexions provinciales

Nous avons évoqué précédemment l’importance des échanges d’énergie dans le cadre d’une plus forte pénétration d’énergie dite « variable », et les conséquences d’un réseau peu intégré physiquement au niveau des besoins en réserves opérationnelles, ou bien en termes de surplus énergétiques, d’inefficacité


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ou encore d’instabilité du réseau. Ainsi, face au constat d’une faible interconnexion provinciale, on peut s’interroger sur les conditions d’intégration des importantes capacités éoliennes actuellement en développement. Pour étudier cette question, nous pouvons mettre en parallèle les données de puissance éoliennes actuelles et à venir à l’horizon 2015, les capacités d’interconnexions et la demande d’électricité pour chaque province canadienne. A ce titre, le tableau de la figure 18 nous permet notamment d’appréhender le taux de pénétration éolien maximal attendu en 2015 pour chaque province. Ainsi, on remarque que les capacités de productions éoliennes pourront potentiellement fournir plus de 80% de la demande minimale instantanée en Alberta et en Colombie Britannique lors de périodes très ventées, et plus de 100% au Nouveau Brunswick, sur l’Ile du Prince Edouard et au Manitoba. Ce taux sera plus modéré en Ontario (51%) et au Québec (27%) malgré des capacités plus importantes. Et d’une manière générale, si on considère la demande minimale canadienne (en 2003) et la capacité de production maximale éolienne en 2015, on remarque que cette énergie pourrait théoriquement fournir jusqu’à plus de 50% de l’électricité du pays en valeur instantanée à cet horizon.

Ce tableau donne également, pour chaque province, le rapport entre les capacités de production éoliennes, la demande minimale, et les capacités des interconnexions. Ce facteur permet ainsi de prendre en compte la capacité de chaque province à exporter une forte production éolienne lors d’un moment de très faible demande. On peut alors repérer les faibles niveaux d’interconnexion et imaginer les conséquences que cela pourrait avoir sur la gestion de l’éolien. En effet, avec ce ratio, la puissance éolienne représente en 2015 toujours plus de 30% dans toutes les provinces à l’exception du Québec (15%), de Terre Neuve et Labrador (3%) et du Saskatchewan (23%). A noter les 250% de l’Ile du Prince Edouard qui signifient que ce territoire n’est pas actuellement en mesure d’évacuer instantanément toute l’énergie éolienne qu’elle produira en 2015.

Maximum

(MW) en

2003

Estimation du

minimum en

MW (35% du

max.)

Capacités

installées (MW)

Taux de

pénétration

maximal

% de la charge

minimale +

capacité

d'interconnexio

n

Estimation des

capacités installées

(MW)

Taux de

pénétration

maximal

% de la charge

minimale +

capacité

interconnexions

Alberta 7041 2464 1250 891 36% 24% 2100 85% 57%

Nouveau Brunswick 3625 1269 2137 294 23% 9% 1294 102% 38%

Ontario 22057 7720 4650 1969 26% 16% 3900 51% 32%

Colombie Britanique 10782 3774 3675 247 7% 3% 3300 87% 44%

Manitoba 3946 1381 2375 242 18% 6% 1442 104% 38%

Terre Neuve et

Labrador5098 1784 5200 52 3% 1% 199 11% 3%

Québec 37150 13003 10690 918 7% 4% 3500 27% 15%

Nouvelle Ecosse 2289 801 325 285 36% 25% 350 44% 31%

Ile du Prince Edouard 187 65 200 163 249% 61% 663 1013% 250%

Saskatchewan 3211 1124 878 197 18% 10% 467 42% 23%

Yukon, Territoires du

Nord-Ouest et

Nunavut

214 75 0 ND ND ND ND ND ND

Canada 92462 32362 31380 5258 16% 8% 17215 53% 27%

Charges du réseau

Province

Capacité des

interconnexions en

2006 (MW)

Eolien fin 2011 Eolien fin 2015

Figure 19 – Demande d’électricité, capacités d’interconnexion et capacités de production éoliennes en 2011 et 2015 (estimation) pour chaque province canadienne.


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Ainsi, l’analyse de ces chiffres nous permet d’ores et déjà de comprendre l’ampleur des capacités éoliennes actuelles et en développement par rapport à la taille de chaque marché provincial et à sa capacité à échanger de l’électricité avec ses voisins. On devine déjà que les taux de pénétration éolien, qui seront très important à l’horizon 2015, vont évidement complexifier la gestion des réseaux et obliger leurs gestionnaires à mettre au point rapidement de nouvelles techniques pour gérer les coûts importants liés à cette nouvelle variabilité au même titre que le Danemark, l’Espagne ou le Texas.

Mais aussi, certaines provinces vont devoir faire face à des phénomènes de surplus énergétiques (lors des périodes de forte production éolienne et de faible consommation) qui les obligeront soit à évacuer de l’énergie vers les provinces voisines en utilisant leurs interconnexions, soit à mettre à l’arrêt une partie de leurs capacités éolienne gaspillant ainsi l’énergie pouvant être produite. Concernant la solution d’exportation, le problème de l’insuffisance des capacités d’interconnexion peut se poser (comme c’est le cas sur l’Ile du Prince Edouard) ou de l’insuffisance de la demande d’électricité dans les provinces voisines. En effet, si les provinces voisines, également très équipées en capacités éoliennes, bénéficient aussi d’une période très ventée sur l’ensemble de leur territoire, elles pourrait se retrouver dans la même situation de surplus éolien, et contraintes d’évacuer ce surplus énergétique « régional » à l’échelle continentale nécessitant une importante capacité d’interconnexion. La figure 19 nous permet d’apprécier la probabilité d’une telle situation.

ND

3300

87% 2100

85% 1442

104% 3500

27%

199 11%

Estimation des capacités éoliennes totales au Canada en 2015 : 17 215 MW


37

Figure 20 – Carte des capacités éoliennes en 2015 (en MW) et du taux de pénétration maximal estimé (en %) correspondant à cette puissance pour chaque province

D’après cette carte, il pourrait effectivement y avoir des problèmes de surplus régionaux sur la côte Est du Canada lorsque le Nouveau Brunswick et L’ile du prince Edouard seront touchés en même temps par une forte dépression océanique apportant beaucoup de vent en période de faible consommation. Aussi, lorsque que l’on sait que l’essentiel des capacités québécoises sont situées en Gaspésie, on remarque alors une certaine concentration géographique des capacités éoliennes de l’Est. On peut donc s’attendre à des périodes où tous ces parcs produiront à pleine puissance (soit près de 6000 MW), et cette énergie devra alors être exportée aux Etats Unis ou consommée au Québec. Heureusement, la bonne capacité d’interconnexion à l’intérieur du NPCC, l’ampleur des marchés québécois et new-yorkais, et la grande proportion d’énergie hydraulique permettra probablement d’absorber facilement le surplus.

En revanche, la situation semble plus critique dans l’Ouest du Canada en raison du manque d’interconnexions. Les très hauts taux de pénétration éolienne au Manitoba et en Alberta et les capacités importantes qui sont en jeu (environ 4000 MW) pourront plus difficilement être consommés et évacués d’Est en Ouest en raison de la taille plus limitée de ces marchés et du manque d’interconnexions existantes dans ce secteur. Aussi, la variabilité de l’éolien ne pourra pas être gérée avec l’énergie hydraulique, beaucoup moins importante dans cette région, et sera donc plus émettrice de gaz à effet de serre. Par là même, on remarque qu’une meilleure interconnexion entre l’Est et l’Ouest du Canada, comme le montre la figure 20, permettrait à la fois de diminuer la variabilité générale de l’éolien à l’échelle fédérale, en jouant sur l’alternance et la complémentarité des régimes de vent sur l’ensemble du continent ; mais aussi de diminuer les émissions de GES en optimisant les capacités hydrauliques existantes (dans l’est et l’Ouest) pour gérer cette même variabilité.

L’illustration ci-dessous montre à quoi pourrait ressembler une interconnexion Est-Ouest pancanadienne de 735 kV permettant d’intégrer réellement le réseau au niveau fédéral et de permettre ces échanges

467

42% 3900 51%

663 1013%

1294 102%

350 44%


38

d’énergie qui réduiraient les coûts économiques et environnementaux d’intégration des 17 000 MW d’éolien à venir.

Figure 21 – Scenario d’interconnexion Est-Ouest par une ligne de 735 kV (Source : Académie canadienne du

génie, 2009)

L’analyse précédente relative au lien entre le développement de l’éolien et des interconnexions au niveau fédéral montre l’intérêt d’une planification de cette énergie au niveau fédéral, mais aussi l’importance des questions d’intégration du réseau dans le cadre de cette réflexion plus globale. A présent, il serait donc intéressant de réfléchir à la possibilité d’une planification du développement éolien au niveau fédéral, et au rôle d’une plus grande intégration des réseaux dans l’optique d’une plus grande part d’éolien dans le mix énergétique canadien.


39

C. Intégration des politiques de développement éolien et intégration des réseaux électriques canadiens

Les enjeux de gestion et de planification du réseau électrique liées au développement actuel de l’éolien au Canada nous conduisent à souligner l’intérêt et la nécessité d’adopter une réflexion globale permettant de mieux accompagner l’essor de cette nouvelle énergie.

1. L’intérêt de la mise en place de politiques de développement éolien au niveau fédéral

Nous l’avons étudié dans la première partie, les politiques et réflexions relatives au développement de l’énergie éolienne au Canada se font essentiellement au niveau provincial, au même titre que la planification des autres types d’énergies. En effet, hormis l’énergie nucléaire, la plupart des compétences liées au secteur de l’électricité appartiennent aux provinces. Il n’y a donc quasiment aucune réflexion technique et économique de l’expansion de l’énergie éolienne au niveau fédéral, ni aucune coordination des politiques entreprises à une échelle régionale. Pourtant, nous savons que la planification et la gestion de l’intégration de cette énergie a des conséquences économiques et écologiques certaines qui pourraient être optimisées si elles étaient étudiées à une échelle plus large. Parmi ces conséquences, il y a notamment celles liées à la variabilité qui caractérise l’éolien. La gestion et la planification de cette variabilité au niveau fédéral permettrait de réduire largement les différents coûts associés aux besoins de réserves opérationnelles qui sont associés à une pénétration significative de cette énergie dans le mix. Et cette problématique deviendra de plus en plus d’actualité avec la montée en puissance généralisée de toutes les formes d’énergies renouvelables qui sont d’ores et déjà prévues dans la majorité des provinces. Rien qu’en se limitant à l’énergie éolienne, il y avait 5 200 MW au début de l’année 2012, probablement plus de 17 000 MW à l’horizon 2015, et peut-être plus de 27 000 MW en 2020. Le développement très rapide de cette énergie devrait donc être l’occasion d’initier une réflexion fédérale sur les aspects de planification énergétique ne serait-ce que pour des questions d’économies collectives.

2. Propositions relatives à l’accompagnement du développement de l’éolien

La gestion de la variabilité de l’éolien à l’échelle fédérale est le seul moyen d’en diminuer les coûts économiques et environnementaux, et d’envisager une plus forte pénétration des énergies vertes à moyen terme. Il faudra donc nécessairement travailler sur les trois dimensions techniques suivantes et le rapport coûts/avantages de leur mise en œuvre:

� La recherche et l’implantation coordonnée d’outils de prévision météorologique à court terme


40

Comme tous les pays qui misent sur une forte pénétration de l’énergie éolienne, le Canada devrait s’inspirer du retour d’expérience de l’Espagne et du Texas pour étudier la mise en place de nouveaux systèmes de prévisions de production à l’horizon horaire permettant de mieux anticiper la variabilité de l’éolien à très court terme et ainsi limiter considérablement l’impact économique et environnemental de sa gestion ;

� La planification géographique des capacités éoliennes au niveau fédéral Une réflexion au niveau fédéral des zones de production éolienne à exploiter permettrait de prendre en compte la complémentarité des régimes de vent et la complexité des phénomènes météorologiques à grande échelle pour planifier intelligemment les nouvelles capacités à développer. Il faudrait, à la suite de cette étude intégrant les contraintes du réseau, définir des « poches » (au niveau régional) associées à des objectifs de puissance minimums et maximums qui se traduiraient alors par des objectifs provinciaux. Cette démarche raisonnée qui consisterait à établir une sorte de schéma national de l’éolien permettrait d’optimiser les investissements, de réduire le coût des énergies renouvelables, et d’anticiper l’intégration des secteurs de l’électricité au niveau fédéral.

� L’étude des interconnexions nécessaires à l’intégration optimale des capacités éoliennes planifiées Il faudrait étudier plus en détails les avantages économiques et écologiques des échanges d’énergie dans le cadre du développement d’éolien envisageable dans les 10 prochaines années afin de mesurer précisément les gains réalisables et les besoins en termes d’interconnexion à venir. Cette étude prouverait certainement que les avantages d’une plus grande interconnexion entre l’Est et l’Ouest du Canada seraient supérieurs au coûts de sa réalisation dans le cadre d’une forte pénétration de nouvelles énergies renouvelables.

Dans la mesure où l’intégration des politiques de développement éolien est complètement liée à l’intégration des réseaux électriques, il est évident que ces deux dynamiques devront donc faire l’objet d’une stratégie commune et coordonnée à l’échelle fédérale.


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Conclusion Cette étude aura été l’occasion de dresser un état des lieux du développement de l’énergie éolienne à l’échelle fédérale. A cet effet, elle a permis d’apprécier la diversité des contextes politiques et administratifs provinciaux, de rendre compte des capacités de production existantes au début de l’année 2012, d’évaluer leur performance en termes de capacités de charge, mais aussi et surtout de souligner l’ampleur de la pénétration éolienne attendue dans un avenir très proche.

Nous avons alors étudié les défis et autres enjeux économiques et environnementaux que cet essor impliquera au niveau de la gestion et de la planification du réseau électrique en général, avant de nous intéresser plus particulièrement à la question des interconnexions entre provinces et de leur importance dans le cadre d’une meilleure intégration de l’énergie éolienne. Cette analyse aura mis en évidence les faibles possibilités d’échange d’énergie électrique entre provinces proportionnellement au potentiel de production des capacités éoliennes dans les années à venir, et a démontré l’intérêt d’une réflexion et d’une planification de l’éolien au niveau fédéral. A partir de là, nous recommandons de prendre des mesures allant dans le sens d’un meilleur accompagnement du développement de cette énergie à une échelle continentale, et d’une prise en compte des avantages d’une plus grande interconnexion dans l’élaboration de ces nouvelles politiques.

La mise en place de telles mesures nécessiterait la création d’une institution de coordination des stratégies provinciales, et donc d’une prise de compétence nouvelle au niveau fédéral. Malheureusement, il est fort probable qu’une politique de développement éolien au niveau fédéral se heurterait aux résistances habituelles contre l’intégration des marchés énergétiques. A moins que le développement massif des énergies renouvelables prévu dans les années à venir ne soit justement la solution à une véritable intégration des secteurs de l’électricité nécessaire et logique à tant d’autres égards ?


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Annexe Vitesse moyenne du vent à 50 mètres au dessus du sol


46

Table des Figures

Figure 1 – Production moyenne et capacités installées en 2010 en Alberta (source : AESO) ................................... 8

Figure 2 – Production moyenne et capacités installées en 2011 en Alberta (source : AESO) ................................... 9

Figure 3 - Production moyenne et capacités installées en 2009 au Saskatchewan (Source :

Statistique Canada) ........................................................................................................................................................................................ 10

Figure 4 - Production moyenne et capacités installées en 2010 au Saskatchewan (Source :

Statistique Canada) ........................................................................................................................................................................................ 10

Figure 5 - Production moyenne et capacités installées en 2010 en Ontario (Source : IESO) .................................. 13

Figure 6 - Production moyenne et capacités installées en 2011 en Ontario (Source : IESO) .................................. 13

Figure 7 - Production moyenne des 447 MW en service commercial entre septembre 2010 et août

2011 ....................................................................................................................................................................................................................... 15

Figure 8 - Tableau récapitulatif des principaux dispositifs en place pour inciter le développement de

l’énergie éolienne au Canada..................................................................................................................................................................... 19

Figure 9 – Capacités éoliennes installées par provinces en décembre 2011 (Source Canwea) ............................. 20

Figure 10 – Production éolienne du 30 novembre 2011 en Ontario (capacités totales de 1401 MW) .............. 24

Figure 11 - Production éolienne du 30 novembre 2011 pour chaque parc éolien de l’Ontario

(Données IESO) ................................................................................................................................................................................................ 25

Figure 12 – Production éolienne du 30 novembre 2011 comparée aux prévisions numériques 24h en

Alberta................................................................................................................................................................................................................... 25

Figure 13– Production éolienne de novembre 2011 comparée aux prévisions numériques 24h en

Alberta................................................................................................................................................................................................................... 26

Figure 14 - Performance de la prévision de production éolienne mesurée entre le 1er septembre

2010 et le 31 août 2011 (Source : Hydro-Québec) ........................................................................................................................ 27

Figure 15 – Principales interconnexions existantes entre les provinces canadiennes (source : ACE) .............. 32

Figure 16 - Interconnexions existantes, projetées et possibles entre zones de compétence (Source :

Académie canadienne du génie, 2009) ................................................................................................................................................ 33

Figure 17 – Capacités de production et interconnexions, en MW, par province (Source : Pineau

2009) ..................................................................................................................................................................................................................... 33

Figure 18 – Interconnexions régionales en Amérique du nord (source : North American Reliability

Corporation) ........................................................................................................................................................................................................ 34

Figure 19 – Demande d’électricité, capacités d’interconnexion et capacités de production éoliennes

en 2011 et 2015 (estimation) pour chaque province canadienne. ....................................................................................... 35


47

Figure 20 – Carte des capacités éoliennes en 2015 (en MW) et du taux de pénétration maximal

estimé (en %) correspondant à cette puissance pour chaque province ............................................................................ 37

Figure 21 – Scenario d’interconnexion Est-Ouest par une ligne de 735 kV (Source : Académie

canadienne du génie, 2009) ....................................................................................................................................................................... 38