Aperçu des cadres de gestion de la fiabilité du service d’électricité

Aperçu des cadres de gestion de la fiabilité du service d’électricité
Aperçu des cadres de gestion de la
fiabilité du service d’électricité
au Canada
juin 2004
© Sa Majesté la Reine du chef du Canada représentée par
l’Office national de l’énergie 2004
© Her Majesty the Queen in Right of Canada as
represented by the National Energy Board 2004
Nº de cat. NE23-114/2004F
ISBN 0-662-76331-9
Cat. No. NE23-114/2004E
ISBN 0-662-36554-2
Ce rapport est publié séparément dans les deux
langues officielles.
This report is published separately in both official
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Rez-de-chaussée
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Library
Ground Floor
Imprimé au Canada
Printed in Canada
T
A
B
L
E
D
E
S
M
A
T
I
È
R
E
S
Liste des tableaux et des figures
iii
Liste des sigles et abréviations
iv
Unités d’énergie
vi
Avant-propos
vii
Résumé
viii
Chapitre 1 : Introduction
Chapitre 2 : Présentation générale de la fiabilité du service
d’électricité
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
Qu’entend-on par « fiabilité du service d’électricité »?
Comment mesure-t-on la fiabilité?
Comment peut-on accroître la fiabilité?
2.3.1
Investissements
2.3.2
Technologie
2.3.3
Activités commerciales interrégionales
2.3.4
Gestion de la consommation et intervention en
matière de puissance
À qui incombe la responsabilité d’assurer la fiabilité du
service d’électricité?
2.4.1
Industrie de l’électricité
2.4.2
Provinces et territoires
2.4.3
Gouvernement fédéral
Normes de fiabilité obligatoires
Résumé
Chapitre 3 : Cadres de gestion provinciaux
3.1
3.2
Colombie-Britannique
3.1.1
Cadre de gestion de la fiabilité
3.1.2
Enjeux
3.1.3
Résumé
Yukon, Territoires du Nord-Ouest et Nunavut
3.2.1
Yukon
3.2.2
Territoires du Nord-Ouest
3.2.3
Nunavut
3.2.4
Résumé
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
1
3
3
4
5
5
6
7
8
10
10
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13
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16
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21
21
22
22
23
23
i
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3. 8
3.9
3.10
3.11
Alberta
3.3.1
Cadre de gestion de la fiabilité
3.3.2
Enjeux
3.3.3
Résumé
Saskatchewan
3.4.1
Cadre de gestion de la fiabilité
3.4.2
Enjeux
3.4.3
Résumé
Manitoba
3.5.1
Cadre de gestion de la fiabilité
3.5.2
Enjeux
3.5.3
Résumé
Ontario
3.6.1
Cadre de gestion de la fiabilité
3.6.2
Enjeux
3.6.3
Résumé
Québec
3.7.1
Cadre de gestion de la fiabilité
3.7.2
Enjeux
3.7.3
Résumé
Nouveau-Brunswick
3.8.1
Cadre de gestion de la fiabilité
3.8.2
Enjeux
3.8.3
Résumé
Île-du-Prince-Édouard
3.9.1
Cadre de gestion de la fiabilité
3.9.2
Enjeux
3.9.3
Résumé
Nouvelle-Écosse
3.10.1 Cadre de gestion de la fiabilité
3.10.2 Enjeux
3.10.3 Résumé
Terre-Neuve et Labrador
3.11.1 Cadre de gestion de la fiabilité
3.11.2 Enjeux
3.11.3 Résumé
23
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48
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49
50
51
52
52
53
54
54
Chapitre 4 : Récapitulation
55
Annexe 1 : Surveillance de la fiabilité du service d’électricité à
l’échelle régionale
57
Annexe 2 : Glossaire
58
ii
APERÇU
L I S T E
D E S
T A B L E A U X
E T
F I G U R E S
T ABLEAUX
2.1
Indicateurs de rendement des réseaux de distribution
3.1
3.2
Capacité de transfert des interconnexions du Québec (en MW)
Capacité de transfert des interconnexions du Nouveau-Brunswick (en MW)
4
41
45
F IGURES
2.1
2.2
2.3
2.4
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13
Coût de la fiabilité
Incidence de la réduction de la demande d’électricité pendant les
périodes de pointe
Service d’électricité dégroupé
Régions du NERC
Réseau de transport d’électricité de la Colombie-Britannique
Cadre de gestion de la fiabilité en Colombie-Britannique
Yukon, Territoires du Nord-Ouest et Nunavut
Réseau de transport d’électricité de l’Alberta
Cadre de gestion de la fiabilité en Alberta
Réseau de transport d’électricité de la Saskatchewan
Réseau de transport d’électricité du Manitoba
Réseau de transport d’électricité de l’Ontario
Cadre de gestion de la fiabilité en Ontario
Réseau de transport d’électricité du Québec
Réseau de transport d’électricité du Nouveau-Brunswick et
Île-du-Prince-Édouard
Réseau de transport d’électricité de la Nouvelle-Écosse
Réseaux de transport d’électricité de Terre-Neuve et Labrador
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
6
9
10
12
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17
21
24
25
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34
36
41
45
49
52
iii
S IGLES
ET ABRÉVIATIONS
ACÉ
Association canadienne de l’électricité
AESO
Alberta Electric System Operator
AF
autorité de fiabilité
BCTC
British Columbia Transmission Corporation
BCUC
British Columbia Utilities Commission
CA
courant alternatif
CAIDI
customer average interruption duration index
CC
courant continu
CÉO
Commission de l’énergie de l’Ontario
CTD
capacité de transfert disponible
ECAR
East Central Area Reliability Coordination Agreement
ERCOT
Electric Reliability Council of Texas
EUB
Energy and Utilities Board de l’Alberta
FERC
Federal Energy Regulatory Commission (É.-U.)
FRCC
Florida Reliability Coordinating Council
GC
gestion de la consommation
GÉACÉ
Groupe d'étude sur l'approvisionnement et la conservation en matière
d'électricité
HQ
Hydro-Québec
Î.-P.-É.
Île-du-Prince-Édouard
IF
indice de fiabilité
IP
intervention en matière de puissance
iv
APERÇU
LIT
ligne internationale de transport d’électricité
MAAC
Mid-Atlantic Area Council
MAIN
Mid-Area Interconnected Network, Inc.
MAPP
Mid-Continent Area Power Pool
MISO
Midwest Independent Transmission System Operator, Inc.
NERC
North American Electric Reliability Council
NPCC
Northeast Power Coordinating Council
NSPI
Nova Scotia Power Incorporated
OFSÉ
Organisation de fiabilité du service d’électricité
ONÉ
Office national de l’énergie
OTR
organisation de transport régionale
SAIDI
system average interruption duration index
SAIFI
system average interruption frequency index
SDL
société de distribution locale
SERC
Southeastern Electric Reliability Council
SIGMÉ
Société indépendante de gestion de l’électricité (Ontario)
SPP
Southwest Power Pool Inc.
T.N.-O.
Territoires du Nord-Ouest
TAORT
tarif d’accès ouvert au réseau de transport
UARB
Nova Scotia Utility and Review Board
WECC
Western Electricity Coordinating Council
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
v
U NITÉS D ’ ÉNERGIE
Préfixe
Équivalent
k
kilo
103
M
méga
106
G
giga
109
T
téra
1012
P
péta
1015
E
exa
1018
U NITÉS
kW
MW
GW
TW
DE PUISSANCE
kilowatt
mégawatt
gigawatt
térawatt
= 103 watts
= 106 watts
= 109 watts
= 1012 watts
U NITÉS D ’ ÉNERGIE
kWh
MWh
GWh
TWh
kilowattheure
mégawattheure
gigawattheure
térawattheure
ÉLECTRIQUE
Contenu en énergie
3,6 MJ
3,6 GJ
3,6 TJ
3,6 PJ
Remarque : Un kilowattheure correspond à la quantité d’énergie nécessaire pour tenir dix ampoules
électriques de 100 watts allumées durant une heure.
C ONVERSION
DU SYSTÈME MÉTRIQUE
AU SYSTÈME IMPÉRIAL
1,0546 GJ
vi
= 1 million d’unités thermiques britanniques (Btu)
APERÇU
AVANT - PROPOS
L’Office national de l’énergie (l’ONÉ) a produit le présent rapport, intitulé Aperçu des cadres de gestion
de la fiabilité du service d’électricité au Canada (l’Aperçu), dans le cadre de son mandat de
réglementation, dont un des éléments est la surveillance des marchés énergétiques canadiens. L’ONÉ
a déjà publié deux Évaluations du marché de l’énergie sur l’électricité intitulées Le secteur de l’électricité
au Canada : Tendances et enjeux (mai 2001) et Le secteur de l’électricité au Canada : Exportations et
importations (janvier 2003). Ces rapports ont pour but de sensibiliser le public canadien aux faits
nouveaux qui marquent l’évolution du secteur de l’électricité au Canada.
Deux raisons principales ont incité l’ONÉ à publier l’Aperçu : d’une part, les enjeux que l’assurance
de la fiabilité continue de susciter dans le contexte de la restructuration des marchés de l’électricité et,
d’autre part, la panne de courant du 14 août 2003, qui a soulevé de l’inquiétude quant à la fiabilité du
réseau interconnecté de transport de l’électricité en Amérique du Nord. L’Aperçu vise à décrire
succinctement l’ensemble des cadres de fiabilité du service d’électricité au Canada, et non pas à
évaluer la fiabilité du service d’électricité, en termes absolus ou comparatifs, de quelque province ou
territoire que ce soit, ou à porter de jugements sur la question. Le lecteur trouvera dans ce rapport
des renseignements de base, dans le contexte de chaque région, qui faciliteront les discussions sur le
Rapport final sur la panne du 14 août 2003 dans le nord-est des États-Unis et au Canada : Causes et
recommandations, publié par le Groupe de travail Canada–États-Unis sur la panne de courant.
L’Aperçu est fondé dans une grande mesure sur des renseignements recueillis auprès de représentants
des groupes intéressés, soit les entreprises du secteur de l’électricité au Canada, les consommateurs,
les gouvernements provinciaux, les organismes de réglementation et les associations de défense de
l’intérêt public. L’ONÉ est reconnaissant des renseignements et commentaires que les participants lui
ont communiqués.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
vii
R ÉSUMÉ
L’Office national de l’énergie (l’ONÉ) a produit l’Aperçu dans le cadre de son mandat de
réglementation, dont un des aspects est la surveillance des marchés énergétiques au Canada. Deux
faits importants ont mené à la publication de ce rapport : la restructuration des marchés de
l’électricité en Amérique du Nord et la panne de courant du 14 août 2003, dont les répercussions se
sont fait sentir sur la majorité du territoire ontarien, un petit nombre d’installations de production au
Québec et une grande partie du Midwest et du Nord-Est des États-Unis.
Avant de parvenir au consommateur, l’électricité chemine par un ensemble complexe de lignes de
transport de haute tension interconnectées et d’installations de production qui constituent le réseau
de production-transport. Il faut que ce réseau soit l’objet d’une régulation et d’une surveillance
rigoureuses pour assurer sa fiabilité. Pour le consommateur, le service est fiable s’il n’est pas
interrompu et si l’électricité est de qualité acceptable. Du point de vue de l’approvisionnement, les
principaux aspects de la fiabilité sont, d’une part, l’adéquation planifiée de l’infrastructure de
production et de transport et, d’autre part, la fiabilité de l’exploitation, laquelle dépend des activités
essentielles que les exploitants de réseaux exercent pour surveiller les conditions de fonctionnement
de leurs réseaux et des réseaux adjacents, ainsi que réagir aux changements à mesure qu’ils
surviennent.
Le secteur de l’énergie électrique a mis au point différentes méthodes pour mesurer le rendement en
matière de fiabilité. Les plus courantes visent à établir la fréquence et la durée des pannes. Bien
qu’une défaillance du réseau de production-transport puisse provoquer une panne à l’occasion, la
plupart des interruptions que subissent les consommateurs ont lieu sur les réseaux de distribution. Il
n’en demeure pas moins que les défaillances du réseau de production-transport, lorsqu’elles se
produisent, peuvent avoir un impact considérable, voire généralisé, et coûteux tant sur le plan
économique que social. Du point de vue économique, les coûts peuvent inclure les pertes financières
découlant d’interruptions de production industrielle, les dommages subis par l’équipement ainsi que la
détérioration de matières premières et d’aliments. Sur le plan social, les coûts comprennent par
exemple les inconvénients causés par l’arrêt des services de transport en commun, le manque de
confort dans les bâtiments non chauffés et les blessures corporelles. Ainsi, en Ontario, l’expédition de
produits de manufacture a baissé de 2,3 milliards de dollars lors de la panne du 14 août 20031.
La technologie et les investissements d’infrastructure peuvent améliorer la fiabilité, mais il faut
comparer les coûts aux gains de fiabilité éventuels pour déterminer si les investissements en valent la
peine. Une autre façon de rehausser la fiabilité est de renforcer les interconnexions avec les réseaux
voisins. Ces interconnexions deviennent également d’importants véhicules de commerce
interprovincial et international. Autant les interconnexions peuvent être avantageuses du point de vue
de la fiabilité et du commerce, autant elles ont permis à des perturbations majeures de se propager
1
viii
Rapport final sur la panne du 14 août 2003 dans le nord-est des États-Unis et au Canada : Causes et recommandations, Groupe de travail
Canada–États-Unis sur la panne de courant, avril 2004, p. 1. On peut consulter le rapport dans le site Web de l’ONÉ à
www.neb-one.gc.ca sous Panne d’électricité au Canada et aux É.-U.
APERÇU
« en cascade » d’un territoire à l’autre. Bien que l’on se soit beaucoup préoccupé de la fiabilité du
côté de l’approvisionnement, on s’intéresse de plus en plus aux améliorations qui pourraient être
apportées au niveau de la fiabilité par l’élaboration de programmes d’intervention du côté de la
demande.
La surveillance réglementaire du secteur de l’électricité incombe en grande partie aux gouvernements
provinciaux et à leurs organismes de réglementation respectifs. Pour sa part, le gouvernement fédéral
se penche sur les questions de fiabilité lorsqu’il élabore des politiques et règlements sur l’électricité
dans le contexte du commerce interprovincial ou international. Par le passé, les services publics
d’électricité ont eu pour mandat d’assurer la livraison fiable d’électricité au coût le plus bas possible.
Pour les réseaux de production-transport, cela signifie qu’ils doivent d’abord prévoir une
infrastructure d’approvisionnement adéquate, tant du côté de la production que de celui du transport,
et ensuite assurer la fiabilité de l’exploitation du réseau. La coordination de ces aspects s’effectue par
des entreprises intégrées verticalement ou, si les fonctions sont dégroupées, les activités des
participants au marché sont coordonnées par un exploitant indépendant de réseau.
En ce qui concerne les réseaux de production-transport interconnectés, ce sont le North American
Electric Reliability Council (NERC) et ses conseils régionaux, dont la plupart des services publics
d’électricité et exploitants de réseaux canadiens sont membres, qui ont été les principales
organisations responsables de l’établissement des normes de fiabilité et des politiques d’exploitation.
L’adhésion au NERC est volontaire, tandis que l’ensemble des intervenants de l’industrie veille à ce
que chaque groupe se conforme aux normes et politiques.
Les enjeux que suscite le dégroupement des activités de production, de transport et de distribution
dans les marchés restructurés ont incité divers intervenants à demander que des normes de fiabilité
soient consacrées par la loi et qu’il y ait des conséquences pour les participants dont les activités n’y
répondent pas. Aux États-Unis, un projet de loi sur l’énergie prévoit la création d’une organisation de
fiabilité du service d’électricité (OFSÉ), entité indépendante qui serait assujettie en territoire
américain à la surveillance réglementaire de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC). On
ignore actuellement si le NERC (sous une autre forme) ou un autre organisme constituera l’OFSÉ.
Entre-temps, le NERC a résolu de collaborer étroitement avec la FERC et les autres organismes de
réglementation fédéraux, d’État et provinciaux pertinents aux États-Unis, au Canada et au Mexique
en vue d’assurer le respect de l’intérêt public en ce qui a trait à la conformité aux normes de fiabilité2.
La première recommandation formulée dans le Rapport final sur la panne du 14 août 2003 appuie
l’adoption de normes obligatoires exécutoires3.
L’Aperçu présente une description du cadre de gestion de la fiabilité, et des enjeux afférents à la
fiabilité, par province et territoire. En règle générale, les régimes de surveillance et leur portée
varient. En certains endroits, l’industrie est tenue par la loi de fournir un service d’électricité fiable, et
son rendement insatisfaisant à cet égard peut lui valoir des amendes (en Ontario et au Québec).
Ailleurs, les services publics doivent faire rapport régulièrement de leurs résultats en matière de
fiabilité. À l’échelon fédéral, l’ONÉ tient compte des questions de fiabilité lorsqu’il examine les
demandes de construction et d’exploitation des lignes internationales de transport d’électricité. Il
exige que le demandeur présente des renseignements sur les répercussions de la ligne de transport sur
les réseaux des autres provinces, c’est-à-dire les provinces autres que celles dont la ligne emprunterait
le territoire. Il en va de manière semblable pour l’autorisation d’exportations d’électricité.
2
Selon une déclaration du Conseil d’administration du NERC le 10 février 2004.
3
Rapport final sur la panne du 14 août 2003 dans le nord-est des États-Unis et au Canada : Causes et recommandations, p. 13, 158.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
ix
À l’heure de la restructuration des marchés, la fonction de planification centralisée qui relevait
auparavant d’une entreprise de service public verticalement intégrée est remplacée par d’autres
mécanismes de partage des responsabilités entre diverses entités. Les provinces de l’Ontario et de
l’Alberta ont en grande partie restructuré leur secteur de l’électricité; la Colombie-Britannique a
récemment entrepris de réformer le sien davantage tandis que le Nouveau-Brunswick et la
Nouvelle-Écosse ont aussi annoncé des changements imminents. Dans plusieurs provinces (en
Ontario, au Québec et au Nouveau-Brunswick), le public se préoccupe de l’adéquation des
installations de production, ce qui a suscité des propositions visant à augmenter la capacité de
production et à aménager de nouvelles interconnexions. En Ontario et en Alberta, la construction de
nouvelles installations de transport provoque également des interrogations.
Les points récapitulatifs sont les suivants :
Les cadres de gestion de la fiabilité évoluent différemment les uns des autres.
En ce qui a trait aux attributions des gouvernements provinciaux, des organismes de réglementation
et des participants au marché, les cadres de gestion de la fiabilité varient d’une province à l’autre en
termes de régime et de portée de la surveillance. Au fur et à mesure que les marchés se développent
une fois restructurés, et que les politiques provinciales sont modifiées, les mesures prises pour
maintenir la fiabilité ont tendance à évoluer elles aussi. Les provinces renforcent leurs méthodes
d’assurance de la fiabilité sous forme de dispositions législatives qui obligent les services publics à
fournir de l’électricité sur laquelle le consommateur peut compter.
La restructuration est à l’origine de possibilités, mais aussi de contraintes, pour le maintien de la
fiabilité.
Dans un marché restructuré, plusieurs aspects de la gestion et de la surveillance de la fiabilité
deviennent plus complexes, car le nombre de participants croît et les responsabilités quant à la fiabilité
sont partagées par plusieurs entités. À ce jour, la réalisation de la restructuration a à la fois facilité et
entravé la fiabilité. Les événements qui ont accompagné la restructuration ont été le moteur des
efforts visant l’établissement de normes de fiabilité obligatoires, qui feraient l’objet d’une surveillance
et que l’on ferait observer dans le cadre d’un programme de conformité prévoyant des amendes.
Les attentes en matière de fiabilité sont variables.
Une enquête menée par l’Association canadienne de l’électricité révèle que les réseaux de distribution
du Canada étaient disponibles à 99,95 % durant la période quinquennale 1998-20024. Les attentes à
propos de ce que constitue un degré de fiabilité acceptable, et des coûts correspondants, varient
toutefois selon les secteurs de consommation et les régions. Par exemple, en ce qui concerne les
consommateurs industriels, ainsi qu’un nombre croissant de clients des secteurs commercial et
résidentiel, un bon rendement en matière de fiabilité se mesure par la continuité du service et le
réglage adéquat de la tension. L’enjeu, pour l’industrie, les gouvernements et les organismes de
réglementation, est d’établir le degré optimal de fiabilité compte tenu d’exigences diverses.
Le rendement en matière de fiabilité est mesurable.
L’industrie a mis au point plusieurs mesures du rendement en matière de fiabilité, dont la plus
courante porte sur la durée et la fréquence des interruptions de service. De telles mesures permettent
de circonscrire des problèmes particuliers à l’intérieur d’un réseau électrique et d’établir des
4
x
Compte non tenu de la tempête de pluie verglaçante survenue en 1999 au Québec et en Ontario qui a réduit la disponibilité à
99,65 %.
APERÇU
comparaisons entre les réseaux. Les gouvernements et les organismes de réglementation ont
généralement accès aux données sur la fiabilité des services publics, mais les données communiquées
au public varient d’une province à l’autre. Même si certaines de ces données sont de nature délicate,
sur le plan commercial ou autre, le public souhaite une plus grande transparence et un accès plus
ouvert à ces renseignements. Le Groupe de travail Canada–États-Unis sur la panne de courant
recommande d’ailleurs l’établissement d’une source indépendante de renseignements sur le
rendement en matière de fiabilité.
La fiabilité a un coût.
Les investissements dans l’infrastructure et la technologie peuvent contribuer à rehausser la fiabilité.
La prévention des pannes et les projets qui permettront de les circonscrire ou de rétablir le service
sont autant de domaines dans lesquels il est possible d’engager des dépenses. Afin d’optimiser la
rentabilité de ces investissements, les planificateurs doivent en analyser les avantages en regard des
coûts afin d’assurer qu’ils soient justifiés sur le plan financier, du bien public et de l’environnement.
Le défi qui se pose pour les services publics et autres planificateurs est d’offrir un degré de fiabilité
acceptable tout en maintenant des tarifs raisonnables.
Les interconnexions contribuent à rehausser la fiabilité.
Dans des conditions d’exploitation normales, les interconnexions de réseaux électriques contribuent à
rehausser leur fiabilité et procurent des avantages commerciaux. Toutefois, une perturbation qui
survient sur un réseau, lorsqu’elle est suffisamment grave, peut entraîner des conséquences pour les
réseaux adjacents et donc exposer un réseau local aux faiblesses du réseau régional auquel il est lié.
Tous s’entendent pour dire que les avantages l’emportent sur les risques éventuels, et la tendance dans
l’industrie favorise une plus grande interconnexion du réseau global.
La gestion de la consommation peut améliorer la fiabilité.
Les comportements et les actions des consommateurs, qui réduisent leur consommation globale
d’électricité (gestion de la consommation) et reportent leur consommation à des périodes creuses
(intervention en matière de puissance), peuvent contribuer à rehausser la fiabilité. Afin d’améliorer les
programmes de gestion de la demande, il y a lieu de mettre au point des incitatifs appropriés qui
susciteront une réaction efficace des consommateurs.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
xi
C
H
A
P
I
T
R
E
U
N
I NTRODUCTION
Le présent rapport traite de la nécessité d’assurer la fiabilité du service d’électricité au Canada et, plus
précisément, du rôle et des responsabilités de l’industrie de l’électricité, des gouvernements et des
organismes de réglementation concernés pour l’assurer. Par fiabilité du service d’électricité, on entend
la continuité du service et une puissance de qualité acceptable. La fiabilité exige coordination et
contrôle du réseau électrique depuis la production jusqu’au transport et à la distribution.
L’Office national de l’énergie (l’ONÉ) a produit ce rapport dans le cadre de son mandat, dont un des
éléments consiste à surveiller les faits nouveaux sur les marchés de l’énergie et à en faire rapport.
Deux événements importants sont à l’origine du rapport : la restructuration des marchés de
l’électricité qui se poursuit en Amérique du Nord et la panne d’électricité du 14 août 2003, qui a
frappé le Midwest et le Nord-Est des États-Unis ainsi que presque tout l’Ontario, soit une région qui
compte quelque 50 millions d’habitants.
La restructuration a trait au dégroupement, ou séparation, des fonctions de production, de transport
et de distribution. Jusqu’au début des années 90, ces fonctions étaient principalement assurées par des
services publics verticalement intégrés. La restructuration a évolué avec l’arrivée, sur le marché de la
production, de nouveaux acteurs à qui il a fallu donner accès au réseau de transport. Dans ce contexte,
il est nécessaire d’assurer la fiabilité des services. Au Canada, l’ampleur de la restructuration varie
selon les provinces, de même que l’approche adoptée pour assurer la fiabilité.
Selon le rapport final sur la panne de courant du 14 août 2003, cette panne a commencé par une série
d’incidents en Ohio qui ont provoqué une panne de transport et de production puis déclenché une
cascade de pannes dans les interconnexions électriques d’États voisins et de l’Ontario. Ce fut la pire
panne d’électricité de l’histoire de l’Amérique du Nord. Même si l’électricité a été rétablie dès le
lendemain dans la majeure partie de la région, il a fallu attendre près d’une semaine pour que la
situation revienne entièrement à la normale dans toute la région.
Le North American Electric Reliability Council (NERC) a recensé au moins cinq autres pannes
d’envergure depuis 1965, dont trois en 1996 et en 1998 qui, à différentes occasions, ont touché
directement toutes les provinces situées à l’ouest du Québec. La panne du 14 août 2003 a remis en
question la fiabilité globale du réseau de production-transport d’électricité, ou réseau interconnecté. Il
s’agit du réseau constitué d’installations de production et de câbles de transport à haute tension qui
produit et transporte l’électricité aux réseaux de distribution locaux (et à d’autres clients du service de
transport comme les gros consommateurs industriels) soit dans une région, soit dans un autre
territoire. Toutes les provinces font partie du réseau interconnecté et, par conséquent, participent aux
transferts interrégionaux entre les provinces et les États américains limitrophes pour améliorer la
fiabilité et développer des échanges commerciaux.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
1
Le chapitre 2 offre une présentation générale de la fiabilité du service d’électricité. Il traite de ce que
l’on entend par fiabilité du service, de la façon dont on la mesure ainsi que du rôle et des
responsabilités du secteur de l’électricité, des gouvernements et des organismes de réglementation
concernés pour l’assurer. Le chapitre 3 présente un exposé régional par province et territoire, qui
débute par la description du marché suivie d’un examen du cadre de gestion de la fiabilité et des
enjeux à l’échelle régionale. Le chapitre 4 constitue la conclusion et contient les points récapitulatifs.
2
APERÇU
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P RÉSENTATION
GÉNÉRALE DE L A
FIABILITÉ DU SERVICE D ’ ÉLECTRICITÉ
La livraison de l’électricité est effectuée par un réseau très élaboré de lignes de transport haute
tension et d’installations de production toutes interconnectées. Produit complexe et invisible,
l’électricité circule à la vitesse de la lumière, suivant le parcours où elle rencontre le moins de
résistance, et elle ne peut être stockée efficacement5. C’est pourquoi la quantité d’électricité produite
et livrée doit continuellement correspondre à la demande. Le réseau, comprenant de nombreux câbles
à haute tension qui acheminent l’électricité des centrales aux centres de distribution (surtout les
sociétés de distribution et les grands consommateurs industriels), doit être surveillé et contrôlé de
près afin que la quantité adéquate de courant circule dans la bonne direction. La tension électrique
doit être réduite à son arrivée aux réseaux de distribution, qui livrent l’électricité là où elle est requise.
2.1
Qu’entend-on par « fiabilité du service d’électricité »?
Lorsqu’on appuie sur un interrupteur, chez soi, pour allumer les lumières, on s’attend normalement à
ce que celles-ci s’allument. Toutefois, à l’occasion, il arrive que les lumières et les appareils électriques
s’éteignent soudainement, à cause d’une panne d’électricité. Ces pannes, outre qu’elles nous
incommodent, peuvent s’avérer très coûteuses. Pour la plupart des gens, ce coût se limite à quelques
instants de noirceur et à la nécessité de remettre à l’heure quelques horloges. Selon l’ampleur et la
durée de la panne, toutefois, les coûts peuvent s’avérer beaucoup plus élevés. Par exemple, l’arrêt des
feux de circulation peut occasionner des accidents; l’arrêt d’un climatiseur peut causer un coup de
chaleur; la perte de chaleur dans une maison peut endommager les conduites d’eau; l’arrêt du
réfrigérateur peut provoquer la perte d’aliments. Les coûts liés aux pannes d’électricité peuvent
prendre des proportions considérables. Même une légère variation de la tension peut avoir un énorme
impact, car elle peut mettre en péril certains processus tels que la fabrication de puces d’ordinateurs
ou de verre, ou entraîner des millions de dollars de dommages.
Par fiabilité du service d’électricité, on entend l’assurance pour le consommateur d’obtenir en tout
temps de l’électricité. C’est dire que les lumières s’allumeront et que les autres besoins énergétiques,
comme le chauffage, la climatisation, les ordinateurs, ainsi que les procédés et contrôles de l’industrie,
seront comblés sur demande. Pour ce faire, tout le réseau d’électricité, depuis la source de production
en passant par le transport et la distribution, doit être fiable.
5
Le présent rapport concerne surtout la fiabilité de l’approvisionnement en électricité au moyen du système de production-transport
d’électricité (CA), constitué d’installations de production et de câbles de transmission à haute tension, qui produit et transmet
l’électricité aux réseaux de distribution locaux. Bien entendu, l’électricité peut être stockée dans des accumulateurs pour usage en
CC au point de consommation finale. Mais en général l’électricité stockée ne représente qu’une petite partie de l’électricité totale
utilisée. Pour l’instant, le stockage dans des accumulateurs n’est pas réalisable en quantité suffisante pour être utile dans un réseau
de production-transport d’électricité.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
3
Les aspects de la fiabilité
La fiabilité de chaque réseau d’électricité repose sur deux aspects principaux. Le premier est
l’adéquation de l’approvisionnement, qui suppose une capacité de production et de transport
suffisante pour répondre aux besoins que l’on a prévus pour le réseau. Le second aspect est la fiabilité
d’exploitation du réseau à court terme, c’est-à-dire que le réseau doit pouvoir supporter les
perturbations ou situations imprévues et continuer à fonctionner même si des problèmes surviennent
dans l’infrastructure ou dans d’autres réseaux interconnectés. Maintenir des réserves de capacité de
production et de transport est une façon d’y arriver.
Les deux aspects de la fiabilité ont des actions réciproques. Si, par exemple, à la suite d’une situation
imprévue, un exploitant puise dans la réserve pour répondre à la demande, plutôt que comprimer
cette dernière, la réserve diminue. L’offre est alors suffisante, mais le réseau devient vulnérable sur le
plan opérationnel car la réserve pourrait être de nouveau sollicitée. Étant donné l’interrelation entre
les deux aspects de la fiabilité, les réseaux sont conçus de façon à être à la fois suffisants et fiables sur
le plan opérationnel. Ainsi, on installera de nouvelles centrales près des centres de distribution à la
fois pour suffire à la demande et rehausser la fiabilité opérationnelle du réseau. Il faut que les deux
aspects soient pris en considération lorsqu’il s’agit de concilier le coût du maintien de la fiabilité et
l’incidence économique des pannes de courant.
2.2
Comment mesure-t-on la fiabilité?
L’industrie de l’électricité a mis au point différentes méthodes pour mesurer la fiabilité. Par exemple, la
fiabilité des centrales peut être évaluée à partir des renseignements sur leur utilisation réelle au cours
d’une période donnée par rapport à leur capacité maximale (fiabilité d’exploitation) et à partir de
renseignements sur les pannes non programmées. La fiabilité des installations de transport est mesurée
au moyen d’indicateurs tels que la fréquence des pannes de composantes spécifiques (p. ex., des pannes
de transformateurs) et d’indicateurs plus larges comme le rendement aux points de livraison des réseaux
de distribution. On a également mis au point des indicateurs de la fiabilité des réseaux de distribution.
L’Association canadienne de l’électricité (ACÉ) publie des données sur le rendement des équipements
de production et de transport et fournit des indicateurs de rendement précis sur les réseaux de
distribution du pays. Le tableau 2.1 présente les indicateurs de rendement les plus courants pour les
réseaux de distribution.
T A B L E A U
2 . 1
Indicateurs de rendement des réseaux de distribution1
Indicateur de rendement
Indice de fiabilité (IF)
System Average Interruption
Frequency Index (SAIFI)
System Average Interruption Duration
Index (SAIDI)
Customer Average Interruption
Duration Index (CAIDI)
2
Ce qu’il mesure
portion du temps où le réseau est disponible
Moyenne
canadienne
(1998-2002)
0,9995
nombre d’interruptions
2,4 par année
nombre d’heures d’interruption
4,4 par année
durée moyenne de chaque interruption
1,8 heure
1 ACÉ, Rapport annuel sur la continuité du service des réseaux de distribution des entreprises d'électricité, 2002. Alors que les
données sur le service à l’échelle du pays sont accessibles au public, les données sur les entreprises d’électricité ne sont
divulguées qu’aux participants au projet. Cette information comprend une analyse comparative des entreprises que celles-ci
peuvent utiliser à des fins internes et pour des présentations aux organismes de réglementation.
2 IF = [(8760-SAIDI)/8760]; il y a 8 760 heures dans une année.
4
APERÇU
Les indicateurs de rendement des réseaux de distribution constituent une mesure de la fiabilité
essentielle pour l’abonné. Si l’on considère l’ensemble des réseaux de distribution canadiens, l’IF a été
stable, se fixant en moyenne à 0,9995 pour la période de 1998 à 2002. Ce résultat signifie qu’en
moyenne les réseaux de distribution canadiens ont été en fonction 99,95 % du temps (si l’on exclut la
panne qui a touché le Québec et l’Ontario lors de la tempête de pluie verglaçante, qui a réduit le taux
de fonctionnement à 99,65 %).
Les principales causes des pannes de courant sont les suivantes : arrêts programmés, perte
d’approvisionnement, contact avec un arbre, foudre, défaillance de l’équipement, intempéries ou
erreur humaine6. En moyenne, au cours de la période de cinq ans, environ 75 % de toutes les pannes
et de 85 à 90 % de toutes les heures des pannes subies par les abonnés ont été causées par des
troubles du réseau de distribution7. Les autres pannes ont été provoquées par la perte
d’approvisionnement, laquelle découle de pannes au niveau du réseau de production et de transport.
Selon ces résultats, du point de vue du consommateur, le réseau de production-transport d’électricité
est passablement plus fiable que le réseau de distribution. Cette conclusion confirme l’opinion
générale voulant que la flexibilité du réseau de production-transport permette aux exploitants des
réseaux de compenser pour les impondérables. Par exemple, si un problème technique survient dans
une centrale et qu’elle doit être arrêtée, l’exploitant peut faire appel à des marges de réserve pour
répondre à la demande. Si une ligne de transport est mise hors circuit, l’électricité peut emprunter
différentes lignes de manière à continuer de desservir toutes les régions. À moins de circonstances
exceptionnelles, les abonnés n’auront pas connaissance du problème. Toutefois, lorsque des pannes
plus importantes du réseau de production-transport surviennent, elles touchent plus d’abonnés et
durent en général plus longtemps : la panne du 14 août 2003 en est un exemple frappant.
Les réseaux de distribution, par contre, ont moins de flexibilité parce qu’ils comportent moins de
redondance interne. Le coût pour dédoubler l’infrastructure serait élevé et, comme les incidents qui
surviennent dans ces réseaux touchent peu d’abonnés, on en tirerait peu d’avantages. Dans les régions
rurales, le manque de redondance et les lignes de distribution généralement plus longues
amoindrissent la fiabilité par rapport aux régions urbaines.
2.3
Comment peut-on accroître la fiabilité?
2.3.1
Investissements8
Pour améliorer la fiabilité, on peut faire appel à diverses technologies et investir dans l’infrastructure;
toutefois, les coûts inhérents doivent être comparés aux avantages retirés sur le plan de la fiabilité
pour déterminer s’ils en valent la peine. Les planificateurs de réseau ont de façon générale adopté un
critère selon lequel on ne devrait pas subir plus d’un jour de panne par dix ans. Ils font appel à des
modèles détaillés de réseau afin d’établir des scénarios. Les entreprises comparent les coûts de
différentes méthodes leur permettant d’atteindre le niveau de fiabilité requis et choisissent en général
la moins coûteuse. Selon cette approche, adoptée de façon générale pour planifier la fiabilité, on
évalue les marges de réserve d’électricité produite et la réserve en puissance nécessaires dans les
réseaux de transport.
6
Comprend les erreurs commises lors de l’installation ou pendant l’exploitation du réseau de même que les dommages intentionnels
ou le sabotage.
7
ACÉ, Rapport annuel sur la continuité du service des réseaux de distribution des entreprises d'électricité, 2002.
8
Cette section traite des concepts tirés de l’ouvrage Reliability Evaluations of Power Systems, Billinton, R., et Allan, R.N., deuxième
édition, chapitres 1 et 13.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
5
Une autre façon de déterminer les sommes
appropriées à investir dans la fiabilité est de
1
Coût de la fiabilité
comparer les coûts occasionnés par les pannes
(c’est-à-dire les coûts résultant d’une fiabilité
faible) aux coûts nécessaires pour fournir une
total des coûts
plus grande fiabilité. Lorsque la fiabilité est
faible, les pannes d’électricité se font plus
fréquentes et les abonnés en subissent des
conséquences plus importantes. Plus on
coûts liés
améliore la fiabilité, plus on tire profit de
$ aux pannes
l’investissement consenti, car les pannes se
coûts liés à
font moins fréquentes. Selon cette approche,
l’infrastructure
les planificateurs tentent de déterminer le
niveau de fiabilité obtenu en réduisant les
coûts au minimum (figure 2.1). Si
l’investissement dans l’infrastructure est moins
élevé que le montant idéal, les coûts liés aux
Fiabilité faible
Fiabilité élevée
pannes seront plus élevés pour la société que
1 Billinton, R. et Allan, R. N., figure 1.3.
les épargnes sur l’infrastructure. Si, à l’inverse,
l’investissement dans l’infrastructure est plus élevé que le montant idéal, la société paiera plus pour les
infrastructures que les économies qu’elle aura réalisées sur les pannes9.
F I G U R E
2 . 1
Tous ne s’entendent pas quant à l’estimation du coût des pannes et à qui exactement profite
l’investissement dans la fiabilité. Il peut même s’avérer difficile de distinguer l’investissement consacré
à la fiabilité de celui qui est affecté à l’infrastructure, et ce pour des raisons commerciales, le deuxième
pouvant servir, par exemple, à améliorer les échanges entre les réseaux électriques interconnectés.
Nonobstant ces questions, ce qu’il faut retenir de cette approche est qu’il est avantageux d’investir
pour améliorer la fiabilité, mais qu’à un certain point, les coûts dépassent les bénéfices. Ce point est
pris en considération dans les lois et règlements de certaines provinces. Ainsi, aucun investissement ne
doit être fait sans tenir compte des autres volets de la question, comme l’efficacité, et la prudence est
de mise lorsqu’il est question d’engager des coûts.
2.3.2
Technologie
La technologie joue un rôle important dans l’amélioration de la fiabilité. L’innovation technologique
peut contribuer à l’adéquation du système en augmentant la capacité des emprises actuelles. Pour ce
faire, on peut améliorer la capacité de transport, par exemple au moyen de dispositifs dynamiques de
réseau de transport à courant alternatif ou d’autres dispositifs qui permettent de mesurer plus
précisément la capacité des lignes de transport. Ainsi, le réseau pourra être exploité aussi près que
possible de ses limites thermiques10. Ces technologies coûtent cher et la récupération des coûts est
incertaine, surtout dans des marchés où l’on ne connaît pas à l’avance le prix des futurs services
de transport.
9
Le coût d’une panne comprend toute une série de coûts sur les plans économique et social. Sur le plan économique, les coûts sont
entre autres la perte de production industrielle, les dommages à l’équipement, la perte de matières premières ou de nourriture. Sur
le plan social, les coûts sont entre autres la perturbation causée par l’arrêt des transports, la perte de temps de loisirs, une
température inconfortable dans les immeubles et des blessures.
10 Les dispositifs dynamiques de réseau de transport à courant alternatif comprennent une variété de dispositifs électroniques utilisés
pour améliorer le contrôle et la stabilité du réseau de transport. La plus grande capacité à diriger l’électricité et la réponse plus
rapide aux conditions subies par le réseau de transport permettent de l’exploiter plus près de ses limites thermiques, améliorant
ainsi l’efficacité du transport.
6
APERÇU
Les contraintes au cours de la construction de
nouvelles installations de transport peuvent être
réduites par la construction de centrales
électriques à proximité des centres de grande
consommation. Il est aussi possible qu’une SDL
répartisse l’électricité produite ou que les
consommateurs eux-mêmes s’en chargent, par
exemple dans le cas de grandes entreprises
industrielles. La solution peut comprendre la
vente d’électricité au réseau par le
consommateur, ce qui exige un mesurage
contraire.
Du point de vue de l’exploitant, l’adaptation de
nouveaux outils de communication et de
contrôle peut améliorer la surveillance du
fonctionnement du réseau en temps réel. Cela
permet une meilleure compréhension de ses
conditions de fonctionnement, notamment en
ce qui a trait aux alertes rapides relatives aux
impondérables dans les régions de contrôle
immédiates et adjacentes.
2.3.3
Activités commerciales
interrégionales
Dans des conditions d’exploitation normales, la
fiabilité du réseau peut être fortifiée par des
interconnexions avec des territoires adjacents.
Toutes les provinces sont interconnectées avec
leurs voisines, même si la plupart des réseaux
provinciaux ont des interconnexions plus
importantes (mesurées par la capacité de
transfert d’électricité) avec les États limitrophes
au sud. Les interconnexions provinciales ont été
construites pour assurer la fiabilité du réseau et,
dans certains cas, pour optimiser la construction
et l’utilisation des actifs de production. Par
exemple, les exigences relatives aux marges de
réserve sont habituellement plus basses lorsque
le réseau est interconnecté, car il dispose ainsi
d’un groupe d’échange d’électricité plus
important pour répondre aux perturbations du
réseau. Les territoires ne sont pas
interconnectés ni sont-ils en connexion avec les
provinces ou les États-Unis.
Les interconnexions fournissent également des
conduits pour les échanges interprovinciaux ou
internationaux, permis par la variation de
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
Comptage électrique horaire
On a déjà établi la faisabilité du comptage
électrique horaire pour les clients à volume
élevé, qui sont en mesure de moduler leur
appel de charge, lorsque la structure tarifaire
les encourage à le faire au moyen de la
tarification au compteur horaire. Plusieurs
provinces offrent déjà de tels programmes.
Sur le plan technique, le comptage horaire est
aussi réalisable pour les clients à faible volume,
dont les clients résidentiels, au moyen des
compteurs électroniques actuels. Par exemple,
certains compteurs mesurent la consommation à
toutes les 15 minutes et l’enregistrent dans une
mémoire à lecture seule. Leur prix, sauf le
matériel électronique de communication, va de
800 $ à 1 100 $ par ménage. Les compteurs
sont programmés pour télécharger les données
vers le système de facturation toutes les
24 heures, par téléphonie cellulaire,
radiomessagerie numérique ou radiofréquence.
L’utilisation de tels compteurs n’est pas encore
répandue, mais des programmes existent déjà.
Par exemple, Hydro-Québec a mis sur pied un
programme expérimental de tarification au
compteur horaire touchant environ 400 clients
résidentiels, qui profitent ainsi des meilleurs
tarifs des périodes creuses. À l’heure actuelle,
la société d’État n’a pas l’intention d’offrir son
programme sur une grande échelle et
considère que les coûts des compteurs et de la
facturation freinent les applications de la
tarification au compteur horaire.
Pour sa part, Princeton Light and Power, service
municipal de la Colombie-Britannique, offre des
tarifs horaires à toute sa clientèle résidentielle
ou commerciale ainsi que l’automatisation des
compteurs et la possibilité de différer les appels
de charge des périodes de pointe aux périodes
creuses. Le programme vise actuellement entre
100 et 3 000 abonnés, mais la participation
est en hausse. Le service public finance ce
programme grâce aux économies réalisées à
l’achat d’énergie.
La croissance de la tarification au compteur
horaire auprès de la clientèle à faible volume
est tributaire des facteurs suivants : réduction
des frais de comptage, y compris les frais de
facturation; différence des tarifs pratiqués entre
les heures de pointe et les heures creuses;
capacité de l’abonné de différer ses appels de
charge des heures de pointe aux heures
creuses.
7
l’utilisation d’électricité selon les périodes de la journée et les saisons entre les régions exportatrices et
importatrices. Les systèmes de production d’hydroélectricité, qui peuvent stocker de l’eau pendant les
périodes creuses et l’utiliser ensuite pour produire de l’électricité pendant les périodes de pointe,
permettent de profiter de cette variation. Par conséquent, les provinces dotées de grandes installations
hydroélectriques et de capacités de stockage de l’eau, comme le Québec, le Manitoba et la ColombieBritannique, sont les plus gros exportateurs nets vers les É.-U.
Alors que dans certains cas les interconnexions se sont avérées fiables et qu’on en a tiré profit sur le
plan des échanges, dans d’autres, il y a des risques et des perturbations très importantes se sont
propagées dans le réseau ou se sont produites en cascade d’une région à une autre. Le plus récent de
ces incidents a eu lieu le 14 août 2003.
2.3.4
Gestion de la consommation (GC) et intervention en matière de
puissance (IP)
On attribue souvent la fiabilité des réseaux à l’approvisionnement en électricité. Toutefois, les
tendances de consommation ont une incidence notable sur l’équilibre entre l’offre et la demande. On
en déduit la notion d’usage rationnel selon laquelle, à l’intérieur de certaines limites, il coûte moins
cher d’économiser un kilowattheure que de le produire.
La mise en place des programmes de gestion de la consommation (GC) a commencé vers la fin des
années 80 et au début des années 90. Du point de vue du consommateur, ces programmes n’avaient
habituellement rien à voir avec les tarifs. Les services publics reconnaissaient qu’ils étaient en mesure
de réduire leurs coûts en finançant des programmes d’exploitation rationnelle de l’énergie, tels que les
vérifications et les subventions pour l’installation de matériel et d’appareils moins énergivores. Ces
programmes avaient pour effet de réduire la note d’électricité du consommateur. Les services publics
pouvaient ainsi partager les économies réalisées et, partant, rehausser le rendement de leurs éléments
d’actif, qui sont réglementés. En pratique, ces programmes ont tenu lieu de mécanisme de tarification
propre à inciter les abonnés à réduire leur consommation pendant les périodes où l’offre était serrée.
C’est l’approche que préconisent actuellement les programmes « Power Smart » en
Colombie-Britannique et « Éner Sages » au Manitoba, par exemple.
D’autres mesures incitatives non liées au tarif ont été privilégiées en Californie au cours de la pénurie
d’électricité qui a frappé l’Ouest américain en 2000-2001, période au cours de laquelle les prix de gros
ont dépassé les prix de détail « plafonnés ». Ainsi, Pacific Gas & Electric a dédommagé ses clients qui
avaient réduit leur consommation par rapport à l’année précédente. Le service public a financé les
remboursements à même les économies réalisées, compte tenu qu’il n’a pas eu à acheter de l’électricité
à grand prix sur le marché libre. On s’entend pour dire que ce programme a contribué notablement à
équilibrer le rapport entre les ressources et les charges appelées jusqu’à la fin de la pénurie.
La libéralisation des marchés a donné lieu à la mise en place de programmes d’intervention en
matière de puissance (IP), dans le cadre desquels on encourage les abonnés à réduire leur
consommation coûteuse pendant les périodes de pointe en fixant les tarifs en temps réel (p. ex.
tarification au compteur horaire). Ces programmes s’ajoutent aux autres mécanismes traditionnels,
tels que les contrats de service interruptible destinés aux grands utilisateurs. Selon ce type de contrat,
le fournisseur peut interrompre le service pendant les périodes où l’approvisionnement est serré. En
contrepartie, le tarif demandé est inférieur à celui du service garanti pour tenir compte du risque
d’interruption.
Ces programmes favorisent les grands utilisateurs, qui sont en mesure de différer leur consommation
vers les périodes creuses et disposent des instruments de comptage nécessaires. En Ontario, par
8
APERÇU
exemple, on compte deux programmes, administrés par la Société indépendante de gestion du marché
de l’électricité (SIGMÉ), qui prévoient des mesures incitatives visant à réduire la demande pendant les
périodes de pointe : le programme de charge pouvant être répartie, par lequel les consommateurs
peuvent réduire leur consommation lorsque les prix atteignent un certain niveau, et le programme de
charge pouvant être répartie une heure avant, qui permet aux grossistes d’aplanir les différences entre
la consommation prévue et la consommation réelle, puis de suivre les directives de la SIGMÉ.
D’autres mécanismes propres à accroître l’intervention en matière de puissance sont à l’étude en
Ontario11. Actuellement, les programmes d’IP sont moins avantageux pour les petits consommateurs,
car ils nécessitent des instruments de comptage horaire.
Ces programmes offrent des avantages du point de vue de la fiabilité, mais aussi des tarifs. Dans les
marchés où s’exerce la concurrence, comme en Ontario et en Alberta, pendant les périodes de pointe,
les prix de gros sont établis en fonction des sources de production les plus dispendieuses. Ainsi, une
réduction plutôt faible de la demande peut entraîner une réduction importante des tarifs. De plus,
compte tenu du mécanisme d’établissement des tarifs dans un marché concurrentiel, cette réduction
vaut pour la demande totale. De cette façon, même les usagers qui sont dans l’impossibilité de réduire
leur consommation en profitent. La figure 2.2 illustre cette notion.
F I G U R E
2 . 2
Incidence de la réduction de la demande
d’électricité pendant les périodes de pointe
p1
Économie
p2
prix
Augmentation du coût
d’approvisionnement
o
demande
Source : ONÉ.
d2
d1
Incidence des programmes
d’intervention en matière de
puissance
Les effets des programmes d’IP sont
illustrés dans le schéma ci-contre,
selon lequel les tarifs sont établis dans
un marché concurrentiel d’énergie en
bloc. La courbe en escalier qui s’élève
vers la droite indique que le cours des
blocs d’énergie augmente au gré de
la demande. La demande étant
réduite, de d1 à d2, on peut
approvisionner les abonnés à coût
moindre. Les abonnés, tels que les
grands clients industriels, ont donc tout
intérêt à différer leur consommation
aux heures creuses, soit le soir ou la
nuit. Ceux qui sont dans l’impossibilité
de réduire leur consommation, tels
que les clients résidentiels, peuvent
aussi en profiter, comme l’illustre la
réduction de prix de p1 à p2 ainsi
que la zone ombrée qui représente
l’économie réalisée.
11 Tough Choices : Addressing Ontario’s Power Needs, Groupe d’étude sur l’approvisionnement et la conservation en matière d’électricité,
janvier 2004, p. 36 et 37.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
9
2.4
À qui incombe la responsabilité d’assurer la fiabilité du
service d’électricité?
Au Canada, il incombe à l’industrie de l’électricité, aux gouvernements provinciaux et territoriaux,
ainsi qu’à leurs organismes de réglementation, et au gouvernement fédéral d’assurer la fiabilité du
service d’électricité. On trouve ci-après un résumé des responsabilités de chacun. Le chapitre 3 traite
du partage des responsabilités dans chaque province et territoire.
2.4.1
Industrie de l’électricité
Autrefois, on trouvait des services publics à intégration verticale, qui cumulaient des fonctions de
production, de transport et de distribution et assumaient l’entière responsabilité de la livraison de
l’électricité aux consommateurs selon certaines modalités (figure 2.3). Cette « obligation de
desservir » était requise en contrepartie de l’émission d’une concession monopolistique à l’entreprise
d’électricité, en vertu des lois provinciales ou territoriales. Au cours de la dernière décennie, certaines
provinces ont revu la structure de leur service d’électricité de sorte que des entités distinctes se
partagent maintenant la responsabilité de ces fonctions.
Dans certaines provinces, comme l’Ontario et l’Alberta, ce sont les investisseurs qui décident du
moment et de l’emplacement de la construction des installations de production et les producteurs qui
offrent l’électricité sur le marché. Une société de gestion du marché s’assure qu’il y a équilibre en
temps réel entre l’approvisionnement et la demande et que le prix de l’électricité est déterminé dans
un marché de gros compétitif. Une société indépendante de gestion du transport est chargée d’offrir
un libre-accès équitable à des tiers intéressés à utiliser le réseau de transport. Les sociétés de
distribution locales (SDL) sont chargées de la distribution de l’électricité. Chacune des parties en
cause joue un rôle différent pour assurer la fiabilité de l’approvisionnement en électricité.
La plupart des fournisseurs d’électricité, qu’il s’agisse de services publics à intégration verticale ou de
SDL, ont pour mandat d’assurer la fiabilité de leurs services au prix le plus bas possible. Ainsi, pour le
réseau de production-transport d’électricité, on doit planifier l’adéquation de l’approvisionnement à la
F I G U R E
2 . 3
Service d’électricité dégroupé
Production
10
Transport
Distribution
Abonnés
APERÇU
production et au transport, ainsi qu’assurer la
fiabilité de l’exploitation du réseau.
North American Electric Reliability Council
(NERC)
Quant aux réseaux de production-transport
d’électricité interconnectés, le NERC a
contribué de façon déterminante à
l’élaboration de politiques et normes de
fiabilité pour l’industrie.
Le NERC a été créé en 1968 à la suite de la
panne qui a frappé l’Ontario et le Nord-Est
des États-Unis en 1965. Il s’agit d’un
organisme de l’industrie de l’électricité qui
compte sur l’expérience technique de ses
membres. Le NERC se compose de
10 conseils régionaux et compte environ
140 zones de contrôle au Canada, aux
États-Unis et dans une partie de la Baja
California Norte, au Mexique12. La plupart
des services publics d’électricité et
d’exploitants canadiens dont les réseaux sont
raccordés à ceux d’autres régions sont
membres d’un conseil régional du NERC.
Le NERC a pour mission de veiller à ce que
le réseau de production-transport
d’électricité de l’Amérique du Nord soit
fiable, adéquat et sûr. Pour remplir sa
mission, il utilise comme principales
méthodes les normes et politiques de
planification et d’exploitation qu’il élabore,
afin de satisfaire aux exigences de fiabilité. Le
respect des normes et des politiques est
toutefois facultatif; le NERC compte sur la
pression des pairs pour ce faire.
Le NERC fixe les normes minimales, que les
conseils régionaux adaptent à leurs propres
besoins, notamment aux exigences
réglementaires de leur région. De plus, le
NERC surveille les « perturbations » dans
les interconnexions de transport et fait
rapport à l’ensemble des membres de
l’organisation pour étendre les connaissances
et les apprentissages tirés de ces incidents.
Fiabilité de l’exploitation
En plus d’une infrastructure adéquate, la fiabilité
dépend des activités essentielles que les
exploitants et planificateurs de réseaux doivent
exercer, c’est-à-dire :
•
observer et surveiller le réseau pour assurer
son bon fonctionnement (fréquence, tension et
débit de puissance);
•
analyser et modéliser le réseau pour être en
mesure de planifier les incertitudes au chapitre
de l’exploitation et des mécanismes de
contrôle;
•
communiquer avec les contrôleurs d’autres
régions et coordonner les activités de chacun
pour que l’intégrité du réseau maillé soit
maintenue;
•
prendre les mesures de contrôle nécessaires
(modification des quantités produites,
commutation du transport et délestement de
charge), pour maintenir le fonctionnement du
réseau à l’intérieur de limites acceptables;
•
veiller à ce que les participants se conforment
aux exigences en matière de fiabilité et les
contraindre s’il y a lieu;
•
apporter les améliorations et installer les
équipements nécessaires pour améliorer la
fiabilité et décongestionner le réseau;
•
veiller à ce que les signaux de prix et les
incitatifs favorisent des comportements
susceptibles d’améliorer la fiabilité;
•
prendre les mesures qui conviennent pour
protéger l’infrastructure essentielle, les
centrales nucléaires par exemple.
Pour assurer le succès de ces activités, du moins
un bon nombre d’entre elles, les exploitants et
planificateurs doivent posséder la formation et les
outils perfectionnés nécessaires pour résoudre les
problèmes complexes que pose le fonctionnement
des réseaux électriques.
Source : Maintaining Reliability in a Competitive U.S. Electricity Industry,
Final Report of the Task Force on Electric System Reliability,
29 septembre 1998. Conseil consultatif du secrétaire de
l’énergie, département de l’Énergie des États-Unis.
12 Une zone de contrôle est sous la responsabilité d’une seule entité, qui doit veiller à l’équilibre entre la production et les appels de
charge (demande), notamment à la coordination avec les zones de contrôle adjacentes. Actuellement, 16 « coordonnateurs de la
fiabilité » sont responsables d’assurer la fiabilité du réseau.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
11
F I G U R E
2 . 4
Régions du NERC
Source : NERC.
Les normes de planification visent l’adéquation à plus long terme de l’infrastructure de production et
de transport. Le NERC a adopté une norme de planification à l’échelle de l’industrie visant les
marges de réserve, compte tenu d’une perte de charge d’une journée tous les 10 ans, selon les
probabilités. Depuis, les marges de réserve sont de l’ordre de 15 à 20 %, selon les régions. D’après le
critère « N-1 », critère de planification de base des réseaux interconnectés, le réseau de transport doit
être conçu de façon à maintenir le service malgré la perte de l’élément le plus important de son
infrastructure, tel que la plus importante centrale ou installation de transport, sans avoir à délester ou
à réduire la charge.
Les politiques d’exploitation visent l’exploitation du réseau en temps réel et la planification à court
terme; elles dictent les critères relatifs à différentes fonctions, dont le contrôle et le rendement de la
production, la coordination du réseau, les mesures d’urgence, la maintenance du réseau et
l’accréditation du personnel d’exploitation.
2.4.2
Provinces et territoires
Au Canada, l’industrie de l’électricité a évolué dans un cadre provincial. Ainsi, la plus grande partie du
régime de surveillance de la fiabilité incombe aux provinces et territoires, et à leurs organismes de
réglementation respectifs, mais la portée de la réglementation et les mécanismes diffèrent.
La plupart des provinces ont appliqué les normes du NERC par l’entremise soit des services publics
provinciaux, soit de la législation provinciale. L’Ontario, par exemple, s’est doté d’une loi qui rend ces
normes obligatoires et habilite la SIGMÉ à imposer des amendes en cas de non-respect, le régime de
12
APERÇU
surveillance réglementaire relevant de la Commission de l’énergie de l’Ontario (CÉO). Certaines
provinces se sont dotées de leurs propres normes, qui visent surtout les réseaux de distribution. Les
territoires ne comptent aucune interconnexion et disposent de quelques lignes de transport. C’est
pourquoi leurs problèmes de fiabilité découlent plutôt du fait qu’ils ne peuvent compter que sur une
seule source de production.
Depuis quelques années, sous la direction du Conseil des ministres de l’énergie, des représentants des
différents ordres de gouvernement traitent ensemble des questions de fiabilité et de transport de
l’électricité. En août 2003, ils ont rédigé un rapport portant sur les occasions d’investissement dans les
réseaux de transport au Canada, destinées à régler les problèmes de transport ou à soutenir les projets
de production. Dans la conclusion, les auteurs expliquent que les deux principaux freins aux
investissements dans les réseaux de transport sont l’économie des projets ainsi que les incertitudes du
marché et que la réglementation économique vient en troisième lieu. Ils sont aussi d’avis qu’on ne
peut compter sur les nouvelles technologies pour régler les problèmes de transport, même si celles-ci
pourraient réduire les besoins de nouveaux investissements dans ce secteur13.
2.4.3
Gouvernement fédéral
Le gouvernement fédéral participe à l’élaboration des politiques relatives à l’électricité, en ce qui a
trait au commerce interprovincial et international, notamment des politiques relatives à la fiabilité du
service d’électricité. Les deux principaux ministères à ce chapitre sont Ressources naturelles Canada et
le ministère des Affaires étrangères et du Commerce international.
L’ONÉ exerce le mandat réglementaire du gouvernement fédéral à l’égard des exportations
d’électricité ainsi que de la construction et de l’exploitation des lignes internationales de transport
d’électricité (LIT)14. L’ONÉ tient compte des questions de fiabilité lorsqu’il doit autoriser des projets
relatifs aux lignes de transport et aux exportations15. Il exige que le demandeur fournisse l’information
relative aux incidences de l’exploitation de la LIT sur les réseaux électriques des autres provinces, soit
celles que la LIT ne traverse pas. Il fait de même quand il doit autoriser l’exportation d’électricité16.
La fonction de surveillance des marchés, qui incombe à l’ONÉ, englobe l’équilibre entre les
ressources et la demande dans l’industrie de l’électricité au pays. L’ONÉ se penche sur cette question
dans le cadre de son évaluation à long terme de la demande et de l’offre futures en électricité au
Canada. L’analyse est effectuée selon un cadre énergétique global et se fonde sur les commentaires des
experts de l’industrie et du public. L’ONÉ évalue l’adéquation dans l’optique de la surveillance des
marchés, étant donné qu’il n’a pas le pouvoir de réglementer en cette matière.
2.5
Normes de fiabilité obligatoires
Les circonstances subséquentes à la restructuration ont motivé les efforts pour la mise au point d’un
système de normes de fiabilité obligatoires, qui serait contrôlé et mis en application au moyen d’un
programme de conformité accompagné de pénalités financières. L’Association canadienne de
13 Regional Electricity Transmission Grid Study, Navigant Consulting, 2003.
14 La Loi sur l’Office national de l’énergie prévoit en outre que le gouvernement fédéral peut désigner les lignes de transport
interprovinciales qui relèvent de l’ONÉ, mais cette disposition n’a jamais été invoquée.
15 Le terme exportation fait référence aux transferts internationaux d’électricité entre le Canada et les É.-U.
16 Ces exigences figurent dans la Loi sur l’Office national de l’énergie et le Règlement de l’Office national de l’énergie concernant l’électricité.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
13
l’électricité, qui représente l’industrie de l’électricité au Canada, est en faveur de normes obligatoires.
En outre, certaines provinces ont pris des mesures législatives et réglementaires, ou sont sur le point
d’en prendre, en vue de favoriser les normes obligatoires.
Aux États-Unis, une proposition du NERC relative aux normes obligatoires prévoit que la Federal
Energy Regulatory Commission (FERC) assurera la surveillance réglementaire. La FERC est une
agence indépendante du département de l’Énergie des États-Unis, dont une des responsabilités est de
réglementer le transport et les ventes d’électricité de gros dans le cadre d’opérations commerciales
inter-États. Le projet de loi sur l’énergie dont le Congrès des États-Unis est actuellement saisi
préconise également l’adoption de normes obligatoires qu’une Organisation de fiabilité du service
d’électricité (OFSÉ) est en voie d’élaborer. Une fois le projet de loi adopté, la FERC accréditera une
OFSÉ parmi les organisations qui lui auront proposé leur candidature17.
Les principales fonctions et caractéristiques de l’OFSÉ sont les suivantes :
•
organisme indépendant des intervenants du marché;
•
aux États-Unis, surveillance réglementaire assurée par la FERC;
•
proposition de normes, approuvées par la FERC;
•
mettre les normes en place et imposer des amendes en cas de non-conformité, sous réserve
de l’autorisation de la FERC.
Le projet de loi préconise la coordination avec le Canada et le Mexique : [traduction] « Le Président
est instamment prié de négocier des ententes internationales avec les gouvernements du Canada et du
Mexique pour assurer le respect des normes de fiabilité et l’efficacité de l’OFSÉ aux États-Unis, au
Canada ou au Mexique. »
Le Groupe de travail Canada-États-Unis sur la panne de courant a recommandé avant toutes choses
que des dispositions législatives soient adoptées pour rendre obligatoire le respect des normes de
fiabilité et imposer des sanctions en cas de non-conformité. Le Groupe de travail insiste sur la
nécessité, pour l’OFSÉ, d’être indépendante par rapport aux intervenants sur le marché pour ce qui
est d’établir les normes et de les rendre exécutoires ainsi que de financer l’activité de l’organisation.
Contrairement aux arrangements actuels selon lesquels les membres du NERC financent ce dernier
par l’entremise des conseils régionaux, l’OFSÉ serait financée par le biais d’un supplément aux tarifs
de transport dont le montant serait réglementé.
On ignore pour le moment si c’est le NERC (sous une forme différente) ou une autre organisation
qui deviendra l’OFSÉ. N’importe quelle organisation peut déposer une demande d’accréditation
auprès de la FERC. Au moment de la rédaction du présent rapport, le projet de loi sur l’énergie
n’avait toujours pas été sanctionné par le Congrès. Entre-temps, le Congrès a accordé des fonds
supplémentaires au département de l’Énergie et à la FERC aux fins d’amélioration de la fiabilité; la
FERC, tel que le permettent ses pouvoirs actuels, a publié un énoncé de politique qui prend en
compte la modification des normes de fiabilité du NERC, la conformité aux normes et le
recouvrement des coûts de la fiabilité. Le conseil d’administration du NERC a également entrepris
de : [traduction] « collaborer avec la FERC et les organismes de réglementation fédéraux, étatiques et
provinciaux des États-Unis, du Canada et du Mexique pour veiller à l’intérêt public en ce qui
concerne la conformité aux normes de fiabilité18. » Cette collaboration viserait notamment
l’amélioration de la conformité aux normes de fiabilité du NERC et l’adoption des recommandations
formulées par le comité directeur du NERC chargé de l’enquête sur la panne du 14 août 2003.
17 Voir House Rules 76, section sur l’électricité.
18 Conseil d’administration du NERC, 10 février 2004.
14
APERÇU
2.6
Résumé
Par fiabilité du service d’électricité, on entend l’assurance pour le consommateur d’obtenir en tout
temps de l’électricité. La fiabilité comporte deux aspects : planification de l’adéquation de
l’infrastructure de production et de transport; fiabilité d’exploitation, pour assurer que le réseau peut
supporter les perturbations. L’industrie de l’électricité a mis au point diverses méthodes pour mesurer
le rendement en matière de fiabilité. Les pannes du réseau de production-transport d’électricité sont
rares; la plupart des pannes de courant chez les consommateurs finals sont attribuables à des
interruptions de service à l’étape de la distribution. Toutefois, les pannes du réseau de productiontransport d’électricité peuvent avoir des répercussions considérables.
Il est possible d’améliorer la fiabilité des réseaux par des investissements, la technologie ou des
opérations commerciales. On s’intéresse aussi de plus en plus à l’idée d’améliorer la fiabilité en
s’attaquant à la consommation, en mettant en place des programmes d’intervention en matière de
puissance, par exemple. Pour que ces programmes soient efficaces, le consommateur doit être
sensibilisé aux fluctuations du prix de l’électricité selon la période de la journée durant laquelle
l’énergie est utilisée de façon qu’il soit incité à réduire sa consommation durant les périodes
de pointe.
L’industrie de l’électricité, les gouvernements provinciaux et territoriaux ainsi que leurs organismes de
réglementation, et le gouvernement fédéral sont responsables de l’assurance de la fiabilité du service
d’électricité au Canada. Les différents intervenants du secteur ont entrepris d’élaborer un ensemble
de normes de fiabilité obligatoires et exécutoires qui s’appliqueront à l’industrie de l’électricité dans
toute l’Amérique du Nord.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
15
C
H
A
P
C ADRES
3.1
I
T
R
E
T
R
O
I
S
DE GESTION PROVINCIAUX
Colombie-Britannique
En novembre 2002, le gouvernement de la Colombie-Britannique publiait une politique énergétique
à long terme intitulée Energy for our Future: A Plan for B.C. (plan énergétique), dont les objectifs sont
de tenir les tarifs d’électricité à des niveaux bas et de ne pas privatiser les actifs fondamentaux de BC
Hydro; d’assurer un approvisionnement sûr et fiable en énergie; de stimuler les investissements du
secteur privé; et de développer le secteur énergétique dans le respect de l’environnement. Un des
éléments-clés du plan est le pacte patrimonial, qui a pour but de sauvegarder la valeur que
représentent le faible coût de la production existante et les avantages commerciaux qui en découlent
pour les abonnés de BC Hydro. Afin de préparer le marché de l’électricité en vue des changements à
venir, on a dégroupé BC Hydro en créant deux secteurs distincts pour la production et la distribution,
et une société d’État, la British Columbia Transmission Corporation (BCTC), chargée du secteur du
transport.
BC Hydro dessert 80 % de la charge intérieure britanno-colombienne; en janvier 2004, la demande
de pointe a atteint un chiffre record de 9 619 MW. Le secteur industriel consomme 39 % de
l’électricité, le secteur résidentiel 32 % et le secteur commercial 29 %. La demande de pointe du
deuxième service en importance, Aquila Networks Canada (Aquila), s’établit actuellement à 718 MW.
Le reste de la demande
intérieure est en majorité
F I G U R E 3 . 1
satisfaite par un certain nombre
Réseau de transport d’électricité de la
de services municipaux et par
Colombie-Britannique
des entreprises industrielles.
LÉGENDE
Principales lignes de transport d’énergie
Interconnexions (internationales et interprovinciales)
Centrale électrique
* Produite uniquement à titre indicatif, cette carte
illustre l’emplacement approximatif des principales
installations de production, lignes de transport
d’énergie et interconnexions avec les autres
provinces ou différents États.
Région Peace
Région Columbia
Île de Vancouver
Vancouver
Source :
16
ONÉ.
La Colombie-Britannique
produit environ 14 000 MW
d’électricité, dont 11 000 MW
proviennent d’installations
appartenant à BC Hydro et le
reste des centrales d’Aquila, de
producteurs industriels et de
producteurs autonomes. Les
centrales hydroélectriques
assurent 85 % de la production
et les centrales thermiques la
majorité des 15 % qui restent.
Les ressources hydrauliques
sont concentrées dans les
bassins de la rivière Peace et du
fleuve Columbia.
APERÇU
Le réseau de transport de la Colombie-Britannique est constitué des 18 000 km de lignes et
287 sous-stations de BC Hydro; des 1 700 km de lignes et 10 sous-stations d’Aquila; et des réseaux
d’Alcan Inc. et de Teck Cominco Limited. Pour les besoins de planification de la fiabilité et de
l’exploitation, la BCTC et Aquila sont membres du Western Electricity Coordinating Council
(WECC)19. L’interconnexion entre la Colombie-Britannique et l’Alberta est assurée par deux lignes à
138 kV et d’une ligne à 500 kV line tandis que l’interconnexion entre la province et les États-Unis est
réalisée par deux lignes à 230 kV et deux lignes à 500 kV. La capacité d’exportation vers l’Alberta est
de 1 200 MW et la capacité d’importation de l’Alberta, de 1 000 MW. Les capacités correspondantes
pour ce qui concerne l’interconnexion avec les États-Unis sont de 3 150 MW et 2 000 MW. Les
capacités de transfert réelles dépendent toutefois des niveaux de charge, des courbes de production et
des éléments de transport en service.
3.1.1
Cadre de gestion de la fiabilité
La mise en oeuvre intégrale du plan énergétique est prévue pour 2004-2005. Le ministère de
l’Énergie et des Mines de la Colombie-Britannique (le ministère) a entrepris de modifier les lois
constituant le cadre juridique nécessaire, c’est-à-dire la Utilities Commission Act, la BC Hydro and Power
Authority Act et la Energy Efficiency Act. La province a également créé deux lois pour mettre les
changements nécessaires en vigueur, la BC Hydro Public Power Legacy and Heritage Contract Act et la
Transmission Corporation Act. Eu égard aux activités régionales touchant la fiabilité du service
d’électricité, le ministère siège au Committee on Regional Electric Power Cooperation (comité de
coopération régionale en matière d’électricité)20 et est un membre de catégorie 521 du WECC.
F I G U R E
3 . 2
Cadre de gestion de la fiabilité en Colombie-Britannique
BCUC
- Surveillance
réglementaire
BC Hydro
Gestion des
installations de
production
Autorité en matière
de fiabilité de la
distribution
Autorités en
matière de fiabilité
du transport
- BCTC
- Aquila
Producteurs
indépendants et
autres services
WECC/NERC
- Normes de
planification régionale
et crières d’exploitation
19 Le WECC est un conseil régional du NERC qui englobe l’Alberta, la Colombie-Britannique, la totalité ou une partie de 14 États
américains et le nord de la Baja California Norte, au Mexique.
20 Il s’agit d’un sous-comité du Western Governors’ Association (association des gouverneurs de l’Ouest), qui s’intéresse aux questions
concernant l’électricité, y compris la fiabilité.
21 Représentants des provinces et des États exerçant des pouvoirs en matière de politique ou de réglementation.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
17
British Columbia Utilities Commission (BCUC)
La BCUC veille à ce que les tarifs des services publics soient justes et raisonnables, et que
l’exploitation des services soit sûre et adéquate. Les services sont tenus de lui présenter des plans de
ressources à long terme qui prennent en compte, entre autres objectifs, l’adéquation et la fiabilité de
l’approvisionnement. La BCUC surveille l’activité des producteurs indépendants en passant en revue
les contrats d’achat d’électricité passés avec les services réglementés. Elle est également investie du
pouvoir d’établir des normes, y compris des normes de fiabilité, pour tout service public réglementé.
Elle a rendu dernièrement des décisions qui vont dans le sens du recours aux normes de planification
et d’exploitation du WECC/NERC par les réseaux de transport de la province. La BCUC suit en
outre le rendement en matière de fiabilité en enquêtant sur les plaintes ainsi qu’en en étudiant les
rapports de situation produits par les services et les rapports de conformité du WECC. Aquila est
assujettie à un régime de réglementation fondé sur la tarification au rendement qui comprend des
objectifs de fiabilité établis et passés en revue annuellement. L’adoption d’un régime semblable pour
BC Hydro suscite de l’intérêt.
BC Transmission Corporation (BCTC)
La BCTC est chargée de la planification du transport, de l’exploitation et de la gestion pour environ
90 % du réseau de la province. Comme BC Hydro est propriétaire des installations, des ententes
officielles régissent les rapports que cette dernière entretient avec la BCTC.
Les objectifs de la BCTC sont les suivants : assurer le libre-accès aux lignes de transport, promouvoir
le développement de marchés de l’électricité efficients en Colombie-Britannique et participer de
manière efficace aux marchés plus vastes qui entourent la province. En ce qui concerne la
planification à long terme, la BCTC collabore avec BC Hydro et d’autres entités pour déterminer s’il
est nécessaire d’améliorer le réseau pour répondre aux besoins prévus.
Eu égard à la fiabilité opérationnelle, ses fonctions comprennent la gestion des réserves, le réglage de
la tension ainsi que la planification et la coordination des interruptions. À titre d’autorité de fiabilité,
la BCTC établit les objectifs de rendement du réseau, notamment en regard de la composante réseau
d’approvisionnement des indices SAIFI et SAIDI et d’un indice des risques des actifs en matière
de santé.
Le réseau provincial de transport de la Colombie-Britannique est considéré comme une zone de
contrôle du WECC. Par conséquent, la BCTC planifie et effectue l’exploitation du réseau en
conformité avec les normes de fiabilité et les critères d’exploitation du WECC. Elle participe en outre
au système de gestion de la fiabilité du WECC22, suivant lequel les signataires doivent observer
certains critères de fiabilité d’exploitation, et des sanctions sont imposées, des amendes par exemple,
en cas de non-conformité. De plus, la BCTC est membre du Northwest Power Pool23, qui coordonne
le partage des réserves de secours à l’échelon régional. Les interconnexions de la BCTC permettent
de réduire ses réserves en puissance24 d’un maximum de 400 MW.
22 Programme facultatif du WECC créé en 1999.
23 Organisation à laquelle l’adhésion est facultative et dont les membres coopèrent pour assurer l’exploitation fiable du réseau
électrique interconnecté et coordonner la planification de l’exploitation du réseau et de l’infrastructure de transport.
24 Les réserves en puissance visent à permettre au réseau de fonctionner en cas de panne d’une ou plusieurs génératrices. La
Colombie-Britannique maintient des réserves en puisssance équivalant à environ 14 % de la capacité d’approvisionnement fiable.
18
APERÇU
BC Hydro
Le rôle principal du secteur de la production de BC Hydro est d’exploiter, d’entretenir et d’améliorer
les installations existantes. En vue d’assurer l’entretien et d’améliorer l’état des installations de
production, BC Hydro prévoit investir annuellement, au cours des dix prochaines années, 1 % du
coût de remplacement intégral du réseau.
Le secteur de la distribution de BC Hydro est chargé d’acquérir, au moindre coût possible,
l’électricité nécessaire pour répondre à la demande intérieure, ainsi que d’exploiter, d’entretenir et
d’améliorer son réseau de distribution. À l’instar des autres services de distribution, elle doit
soumettre un plan de coordination (Integrated Electricity Plan) à la BCUC pour l’informer de quelle
façon elle entend répondre à la demande future. Le plan de coordination énonce les perspectives de
l’offre et de la demande, les ressources possibles, et un plan d’action englobant l’examen des
différentes solutions de production et de transport qu’elle peut mettre en oeuvre pour assurer que les
ressources les moins coûteuses soient disponibles pour répondre à la demande prévue.
Producteurs d’électricité indépendants
La plupart des producteurs indépendants fournissent de l’électricité à BC Hydro uniquement par voie
de contrats d’achat. Certains contrats sont assortis d’attentes expresses en matière de capacité et de
livraison d’énergie afin d’inciter les producteurs à produire de manière fiable. Ainsi, un appel d’offres
en cours concernant de nouvelles installations de production pour la desserte de l’île de Vancouver
exige un taux de disponibilité de 97 % durant les mois d’hiver et prévoit des amendes en cas de
rendement inacceptable.
Grands consommateurs
BC Hydro offre un service de compression d’appel de charge qui permet aux clients industriels de
réduire leurs coûts d’énergie en répartissant la charge et à BC Hydro de comprimer la charge dans
certaines situations lorsqu’il est nécessaire de le faire. De plus, le plan énergétique oblige BC Hydro à
introduire des tarifs « en escalier » suivant lesquels plus les grands clients industriels consomment de
l’électricité, plus les tarifs sont élevés. Les signaux de prix découlant de cette structure tarifaire
devraient contribuer à réduire la demande à longue échéance.
3.1.2
Enjeux
Adéquation de la production
La planification énergétique fait en sorte que les ressources nécessaires à la production soient
disponibles en quantités suffisantes pour répondre aux besoins annuels. La planification de la capacité
assure que cette dernière soit suffisante pour répondre à la demande de pointe annuelle et éviter les
pertes de charge garantie, après prise en compte des impondérables. Or, selon qu’un certain nombre
de facteurs se matérialiseront ou non, on prévoit des pénuries, de capacité et d’énergie, pour la
période allant de 2006 à 2013. Il y a un autre facteur dont la planification doit tenir compte : le
gouvernement a enjoint les distributeurs, y compris BC Hydro, à viser volontairement l’acquisition de
50 % de leurs nouveaux approvisionnements à partir de sources d’électricité « propres »25 d’ici les dix
prochaines années. Les interconnexions de la Colombie-Britannique avec d’autres réseaux constituent
une autre option d’équilibrage. Elles permettent d’importer de l’électricité lorsqu’il est moins
25 L’énergie éolienne, solaire, marémotrice, houlomotrice ou géothermique, les piles à combustibles, les petites centrales
hydroélectriques, la cogénération et les combustibles autres que fossiles (l’hydrogène par exemple).
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
19
avantageux financièrement de produire de l’hydroélectricité ou d’accroître la production des
centrales thermiques.
BC Hydro a pris les initiatives suivantes pour répondre aux hausses de demande : le programme
Power Smart (gestion de la consommation); le programme Resource Smart (remise à neuf
d’installations existantes); des demandes pour de nouveaux projets de production faisant appel à de
l’énergie verte ou de la production par les consommateurs; de la capacité supplémentaire sur l’île de
Vancouver. En outre, jusqu’en 2007, les importations joueront un rôle important dans la réalisation
d’un bilan énergétique favorable du réseau. Le plan de coordination que BC Hydro a récemment
déposé fait état de son intention de procéder à l’examen du réseau en vue de déterminer le meilleur
moment d’ajouter une capacité supplémentaire à ses centrales hydroélectriques Revelstoke et Mica.
Conformément au plan énergétique, BC Hydro achètera de l’électricité au secteur privé, dont on
s’attend qu’il fournira d’autres ressources de production. Les producteurs indépendants construiront
vraisemblablement de nouvelles installations de production s’il est rentable de conclure des contrats
d’achat à long terme. Le processus d’acquisition de ressources de BC Hydro comporte une multitude
d’objectifs et d’intervenants qui pourraient influer sur la capacité de l’entreprise de mettre ces
nouvelles installations en service aux moments qui conviendront le mieux. En pareil cas, selon la
période de l’année, elle pourrait être obligée d’importer de l’électricité pendant un certain temps, ce
qui pourrait se révéler plus coûteux que la production intérieure.
Bien qu’il soit possible de se fier aux importations pour remédier à la plupart des pénuries d’énergie
ou de capacité, certaines régions, l’île de Vancouver par exemple, ne peuvent pas accueillir toutes les
installations qui seraient nécessaires. On prévoit donc une pénurie de capacité sur l’île de Vancouver
dès 2007-2008 en raison de la croissance de la demande et de la réforme prévue d’une ligne haute
tension à courant continu venant du continent. BC Hydro étudie les solutions d’augmentation de la
capacité sur l’île qui s’offrent à elles. Toutefois, tant que la capacité ne sera pas accrue, la fiabilité du
service d’électricité sur l’île de Vancouver pourrait être compromise si des situations imprévues
venaient à limiter la capacité de transporter de l’électricité depuis le continent. À titre de solution,
BC Hydro examine la possibilité de construire une nouvelle ligne de transport sous-marine à CA à
230 kV et de prolonger la durée de vie utile de la ligne de transport haute tension à CC.
Transport
La nature et l’âge du réseau de transport représentent un défi pour la BCTC en ce qui concerne la
fiabilité. L’intensification des échanges commerciaux et les enjeux découlant de la complexité du
marché de gros font en sorte que les interconnexions doivent fonctionner à un niveau optimal.
Compte tenu des exigences imposées par la croissance de la charge, et en vue d’éviter que les
installations de transport deviennent un goulot d’étranglement qui nuise à l’aménagement de
nouvelles centrales, on étudie la possibilité de construire des installations avant même que la capacité
soit requise. On s’assurera en outre que le réseau sera adéquat en prévision des Jeux olympiques
d’hiver de 2010.
Un des avantages d’un réseau hydroélectrique adaptable est la possibilité d’effectuer des échanges
commerciaux en important de l’électricité lorsque les prix sont bas et en exportant lorsqu’ils sont
élevés. Outre ses avantages économiques, l’accès aux importations est essentiel lorsque des
événements imprévus agissent sur la stabilité et la fiabilité du réseau. Afin de conserver les avantages
que ses interconnexions lui procurent, la Colombie-Britannique doit demeurer attentive au maintien
de l’intégrité du grand réseau de transport régional et à l’évolution des règles du marché de gros de
l’électricité aux États-Unis.
20
APERÇU
Le WECC assure actuellement la planification fondamentale et l’exploitation fiable du grand réseau
régional. Plusieurs services d’électricité de l’Ouest, dont la BCTC, ont entrepris de créer une
nouvelle organisation de transport régionale, l’OTR de l’Ouest. Un des aspects clés de la
participation éventuelle de la Colombie-Britannique dans cette OTR est le maintien de la
souveraineté de la province en la matière de même que sa compétence légale et opérationnelle. Si
l’OTR de l’Ouest devenait réalité et que le gouvernement de la Colombie-Britannique décidait d’y
participer, la BCTC collaborerait avec l’OTR de l’Ouest pour assurer la coordination sans heurts des
importations et des exportations ainsi que la planification conjointe des améliorations. La BCUC
conserverait son mandat de surveillance réglementaire des activités de la BCTC, y compris celle des
modalités de son adhésion à l’OTR.
3.1.3
Résumé
Le gouvernement de la Colombie-Britannique a mis en oeuvre un plan énergétique et une structure de
marché qui comprennent le dégroupement de BC Hydro pour créer une entreprise de transport
distincte. Le gouvernement et la BCUC veilleront respectivement à l’orientation et à la surveillance,
tandis que la BCTC planifiera, exploitera et gérera le réseau de transport pour en assurer la fiabilité,
entre autres objectifs. En plus d’entretenir les actifs de production patrimoniaux existants, BC Hydro
sera chargée d’acquérir les ressources nécessaires pour répondre à la croissance de la demande. Selon le
plan énergétique, le secteur privé aura la responsabilité de fournir de nouvelles ressources de production
pour répondre aux besoins futurs. BC Hydro met la dernière main à un plan de coordination qui lui
permettra d’établir la démarche qu’elle entend suivre pour satisfaire aux exigences d’approvisionnement
futures. La BCTC fait front à des questions d’optimisation des interconnexions, de vieillissement des
installations et de participation efficace aux activités des organismes commerciaux régionaux.
3.2
Yukon, Territoires du Nord-Ouest et Nunavut
Les territoires représentent 40 % de la masse terrestre du Canada. Toutefois, leur densité de
population est très faible alors que le Yukon compte 31 000 habitants, les Territoires du Nord-Ouest
(T.N.-O.) 42 000 et le Nunavut 29 000, pour un total de 102 000. Par conséquent, en dehors des
réseaux de transport de charges plus concentrées au Yukon et dans les T.N.-O., il existe un grand
nombre de collectivités isolées qui doivent s’en remettre à des centrales électriques alimentées au
diesel et à des réseaux de distribution locaux.
F I G U R E
3 . 3
Yukon, Territoires du Nord-Ouest et Nunavut
Dawson City
Yukon
Whitehorse
Iqaluit
Nunavut
Territoires du Nord-Ouest
Yellowknife
Rankin Inlet
Hay River
Baie d’Hudson
Source :
ONÉ.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
21
3.2.1
Yukon
En 2002, le Yukon a produit 313 GWh d’électricité, dont 88 % à partir de ressources hydrauliques, le
reste provenant d’installations alimentées au diesel. La puissance installée, d’environ 130 MW, se
répartissait principalement entre l’hydroélectricité (75 MW) et le diesel (55 MW). La capacité
éolienne représentait moins de 1 MW.
La Société d’énergie du Yukon (SÉY), une filiale de la Société de développement du Yukon, propriété
de l’État, est le principal producteur d’électricité avec presque 90 % de la capacité totale, y compris
toutes les installations hydroélectriques. En outre, elle détient et exploite deux réseaux de transport
distincts dans les régions de Whitehorse-Aishinik-Faro et de Dawson City-Mayo. La société Yukon
Electrical Company Limited (YECL), une filiale d’ATCO Electric, détient et exploite les autres
installations de production dans les collectivités de moindre envergure. En dehors de la région de
Dawson City, c’est YECL qui s’occupe surtout de la distribution au Yukon et en certains endroits, elle
le fait à titre de client grossiste de la SÉY.
La Régie des entreprises de service public du Yukon, dans le contexte de la Loi sur les entreprises de
service public, surveille les activités de production et de distribution d’électricité. Cette loi prévoit que
les sociétés déposent auprès de la Régie des entreprises de service public des rapports de fiabilité
trimestriels et annuels sur la fréquence ainsi que sur la durée des pannes d’électricité touchant les
clients. En plus de permettre de surveiller le rendement en matière de fiabilité, cette information est
utilisée à l’interne à des fins de comparaison avec d’autres services publics.
Il y a eu réduction des coûts et une certaine amélioration de la fiabilité depuis la récente entrée en
service de la ligne de transport Mayo-Dawson City. Les problèmes de fiabilité actuels découlent des
pannes dans les collectivités isolées, sans mentionner les coûts liés au remplacement des installations
alimentées au diesel.
3.2.2
Territoires du Nord-Ouest (T.N.-O.)
En 2002, les T.N.-O. ont produit 552 GWh d’électricité, dont une tranche d’environ 57 % provenait
des services publics tandis que le reste dérivait de l’exploitation de sociétés minières ou du secteur
pétrolier et gazier, soit pour utilisation directe, soit pour vente à des tiers. L’électricité ainsi produite
provenait à 51 % de ressources hydrauliques, à 29 % d’installations alimentées au diesel et à 20 %
d’installations alimentées au gaz naturel.
La Société d’énergie des Territoires du Nord-Ouest (SETNO), une société d’État responsable devant
le gouvernement des Territoires, est le principal producteur d’énergie électrique dans les T.N.-O.
L’électricité provient de 27 réseaux, dont six installations hydroélectriques et deux réseaux de
transport distincts, situés près de Hay River et de Yellowknife. Elle est aussi produite à partir
d’installations alimentées au gaz naturel à Inuvik et à Norman Wells ou au diesel dans d’autres
collectivités. Deux sociétés distinctes (filiales d’ATCO Electric) s’occupent de la distribution d’énergie
dans les régions de Hay River et de Yellowknife ainsi que dans quatre autres collectivités isolées. La
SETNO est responsable de la distribution ailleurs dans les Territoires.
En vertu de la Loi sur la Société d’énergie des Territoires du Nord-Ouest, il incombe à la SETNO de
produire, transporter et distribuer l’énergie dans les Territoires « de façon sûre, économique, efficace
et fiable »26. La SETNO est réglementée par la Régie des entreprises de service public des T.N.-O. et
26 Traduction d’un extrait du Rapport annuel 2003 de la Société d’énergie des Territoires du Nord-Ouest, p. 5 (rapport en langue
anglaise).
22
APERÇU
est tenue de déposer de l’information sur son rendement en matière de fiabilité, plus précisément de
fournir des renseignements au sujet des pannes touchant les clients.
Dans les collectivités éloignées, il faut prévoir des marges de réserve de 5 à 10 % afin de tenir compte
des oscillations normales de la demande. Une marge de réserve suffisante doit aussi être disponible
pour continuer de répondre à la charge de pointe en cas de panne de la plus importante installation.
En plus des difficultés qu’il faut constamment surmonter sur le plan de la fiabilité du service dans les
collectivités éloignées, il importe de tenir compte de la possibilité d’une croissance de la demande qui
découlerait de la construction d’un gazoduc dans la vallée du Mackenzie.
3.2.3
Nunavut
Le Nunavut, qui faisait auparavant partie des Territoires du Nord-Ouest, a été créé en 1999. En avril
2001, la Nunavut Power Corporation (NPC) a assumé la responsabilité des opérations de l’est de la
SETNO, les deux gouvernements territoriaux ayant conclu une entente sur la division des actifs et
des passifs de cette société en vue de la création de deux nouvelles personnes morales. Depuis, la
NPC est devenue une filiale de la Qulliq Energy Corporation, une société d’État créée par le
territoire et dont le siège social est à Iqaluit.
La NPC fournit de l’électricité à 25 collectivités, toutes sur les côtes ou près de celles-ci. L’énergie est
produite à partir d’installations alimentées au diesel, un carburant distribué par l’entremise de services
de cabotage. Les activités de la NPC sont assujetties à la loi Qulliq Energy Corporation Act et les
demandes de dépenses en immobilisations ou d’examen des taux doivent être étudiées par le Conseil
d’examen des taux des entreprises de service.
Les problèmes de fiabilité découlent de l’absence d’un réseau routier qui fait qu’il est difficile de
réagir aux impondérables au niveau de l’offre dans les cas où il n’y a pas de production auxiliaire ou
lorsque la mise en production exige de se rendre sur place. L’adéquation de l’approvisionnement est
une préoccupation constante compte tenu des taux de croissance de la population qui devraient
normalement demeurer élevés et de l’augmentation de la demande d’électricité allant de pair avec une
telle situation.
3.2.4
Résumé
Il n’existe pas d’interconnexions entre les différents territoires, ni avec les provinces ou les États-Unis.
Les entreprises qui s’occupent de production et de transport d’énergie ne font donc pas partie du
North American Electric Reliability Council. La proportion relativement élevée de la charge fournie
à des collectivités isolées par la voie de sources individuelles d’approvisionnement représente un
aspect unique de la fiabilité dans cette partie du pays.
3.3
Alberta
Le monde de l’électricité se métamorphose alors que le gouvernement de l’Alberta poursuit ses efforts
de restructuration, instaurant la concurrence dans les secteurs de la production et de la vente au
détail, tout en défendant les monopoles réglementés dans ceux du transport de l’énergie et de sa
distribution. Le marché de l’électricité en gros est déjà en régime de concurrence et la restructuration
du secteur de la vente au détail devrait être complétée d’ici 2006.
Au même titre que l’économie albertaine, la charge électrique a connu une forte croissance au cours
des dernières années. La demande de pointe a atteint un niveau record de 8 967 MW au cours de
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
23
F I G U R E
3 . 4
Réseau de transport d’électricité de
l’Alberta
LÉGENDE
Principales lignes de transport d’énergie
Interconnexions (internationales et interprovinciales)
Centrale électrique
* Produite uniquement à titre indicatif, cette carte
illustre l’emplacement approximatif des principales
installations de production, lignes de transport
d’énergie et interconnexions avec les autres
provinces ou différents États.
Fort McMurray
Edmonton
Lake Wabumun
Calgary
Source :
AESO.
l’hiver 2003-2004. L’électricité est principalement
consommée par le secteur industriel (59 %), suivi
du secteur commercial (23 %), puis des secteurs
résidentiel et agricole (18 %). En tenant compte
d’une augmentation annuelle moyenne prévue de
2 %, la demande de pointe pourrait atteindre
11 506 MW d’ici 2013.
En Alberta, la puissance installée atteint presque
11 194 MW27. La répartition des carburants de
production s’établit approximativement comme
suit : charbon - 49 %; gaz naturel - 38 %; ressources
hydrauliques - 8 %; « autres » - 5 %. Depuis 1998,
la capacité de production s’est accrue de 2 918 MW,
avec alimentation au gaz naturel dans presque tous
les cas. Une tranche de 68 % de la capacité totale
provient d’anciennes entreprises de service public
réglementées, tandis que le secteur industriel et les
producteurs d’énergie indépendants comptent pour
les 32 % restants. Les projets de production futurs
sont surtout concentrés dans trois régions :
cogénération près de Fort McMurray, alimentation
au charbon près de Lake Wabumun et éoliennes
dans le sud de la province.
Le réseau de transport est constitué de 22 322 km
de lignes d’énergie électrique et de
510 sous-stations. En général, la partie septentrionale de l’Alberta présente un surplus de production
tandis qu’un déficit est enregistré dans sa partie méridionale, ce qui exige un transfert d’énergie du
nord vers le sud. Le réseau de transport de l’Alberta, membre du WECC dans le contexte de la
planification de la fiabilité et de l’exploitation, fait partie de l’interconnexion de l’Ouest. L’Alberta est
reliée à cette interconnexion par la Colombie-Britannique et à celle de l’Est par la Saskatchewan.
L’interconnexion avec la Colombie-Britannique consiste en une ligne à 500 kV et deux autres à 138
kV, pour une capacité d’importation de 1 200 MW et de 1 000 MW à l’exportation. Cependant, en
tenant compte de la charge du réseau et des conditions d’exploitation, y compris la congestion au
niveau du couloir Edmonton-Calgary, la capacité de transfert disponible (CTD) va de 0 à 715 MW
pour les importations et de 0 à 700 MW pour les exportations. L’interconnexion avec la Saskatchewan
consiste en une ligne de transport à 230 kV avec un raccord CC de 150 MW. La CTD de cette
interconnexion, en fonction de la charge et des conditions d’exploitation, va de 0 à 150 MW.
3.3.1
Cadre de gestion de la fiabilité
Le gouvernement de l’Alberta, l’Alberta Electric System Operator (AESO) et l’Energy and Utilities
Board (EUB) de l’Alberta ont des rôles clés à jouer, qui consistent, respectivement, à donner des
directives, gérer le réseau de transport d’énergie électrique et surveiller l’industrie, pour le marché de
gros. Les propriétaires d’installations de production, de transport et de distribution s’acquittent des
tâches essentielles que sont l’exploitation, l’entretien et l’amélioration de ces installations, en vue
d’activités sûres et fiables.
27 Comprend la ville de Medicine Hat.
24
APERÇU
F I G U R E
3 . 5
Cadre de gestion de la fiabilité en Alberta
WECC/NERC
EUB
- Normes de planification
régionale et critères
d’exploitation
- Surveillance
réglementaire
AESO
- Autorité en matière de
fiabilité du transport
Propriétaires
d’installations
réglementées
- Entretiendes lignes de
transport et fiabilité de
la distribtion
Production
- Obligations
contractuelles en vue
d’assurer la fiabilité des
livraisons
La loi Electric Utilities Act définit le cadre général d’exploitation du secteur. Des aspects clés liés aux
fonctions de fiabilité sont précisés pour l’AESO, l’EUB et les propriétaires d’installations. Il incombe
au gouvernement, plus précisément à Alberta Energy, de proposer un cadre commercial devant faire en
sorte que les Albertains et les Albertaines profitent, à long terme, d’un approvisionnement fiable en
électricité à des prix concurrentiels. Par conséquent, Alberta Energy doit adopter une politique
d’ensemble et fournir des directives générales, en apportant les modifications qui s’imposent aux lois en
vigueur, comme ce fut le cas lorsque la loi Electric Utilities Act a été modifiée en 2003, afin de fournir
des éclaircissements et de proposer des améliorations quant aux rôles des organismes du secteur, à
l’appui d’un marché concurrentiel. En décembre 2003, une politique de développement du réseau de
transport d’énergie (politique sur le réseau de transport d’énergie) a été mise en place pour faire la
promotion d’un développement durable du réseau, avec de nouveaux règlements prévus pour 2004.
Alberta Energy continuera de surveiller l’évolution de la situation dans le secteur de l’électricité,
conjointement avec l’AESO et l’EUB, afin d’établir si des « changements de cap » sont requis.
Energy and Utilities Board de l’Alberta
Le mandat sur l’électricité de l’EUB comporte deux volets : assurer un développement des
installations de production et de transport d’énergie qui soit à la fois sûr, responsable et efficace; faire
en sorte que les services publics de distribution, comme l’AESO, procurent un service sûr et fiable, à
des taux équitables et raisonnables. L’EUB étudie les propositions de développement de la production
et du réseau de transport dans le contexte d’un processus d’audiences publiques, puis décide si ces
propositions doivent être approuvées, modifiées ou rejetées. Des mesures du rendement en matière de
fiabilité et des exigences de déclaration ont été adoptées pour les sociétés de distribution, tandis que
les sociétés de production et de transport doivent faire état de toutes les grandes pannes. Enfin, en
réaction à des plaintes du public, l’EUB peut passer en revue les pratiques d’exploitation ainsi que le
mode de fonctionnement des sociétés réglementées de transport et de distribution pour s’assurer
qu’elles ont bien adopté des démarches appropriées en matière de fiabilité.
Alberta Electric System Operator
L’AESO est responsable du contrôle du réseau de transport d’énergie, de la planification, de l’accès à
ce réseau, du fonctionnement du pool et de l’affectation de la charge. Il lui faut s’acquitter de tâches
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
25
et de responsabilités distinctes pour voir à la fiabilité du réseau. L’AESO s’occupe de la planification à
long terme en vue de prédire les besoins des participants au marché et d’élaborer des plans de
transport qui permettront un accès au réseau efficace, fiable et non discriminatoire, ainsi que des
expansions et des améliorations en temps opportun.
Eu égard à la fiabilité opérationnelle, le fonctionnement du réseau à court terme et la fonction de
contrôle de l’AESO prévoient un certain nombre d’activités, notamment l’obtention et la gestion
d’une réserve d’exploitation, la régulation de la tension, la planification des interruptions de service et
un calendrier pour de telles interruptions. Dans le cadre de ses fonctions au niveau de la fiabilité,
l’AESO collabore avec des propriétaires d’installations de production, de transport et de distribution
sur des questions comme l’interconnexion, les programmes ou les calendriers d’entretien et les
améliorations possibles (p. ex., nouvelles sous-stations) au réseau de transport.
L’Alberta est considérée comme une zone de contrôle du WECC. Comme plusieurs autres membres
du WECC, l’AESO fait partie du Northwest Power Pool, lequel coordonne la répartition des réserves
pour éventualités à l’échelle régionale. En outre, l’Alberta a signé l’entente au sujet du système de
gestion de la fiabilité du WECC, qui exige le respect de normes précises à cet égard et qui prévoit
l’imposition de sanctions en cas de non-conformité. Les critères de planification de l’AESO
correspondent aux normes proposées par le WECC pour ce qui est de l’étude des besoins de la
province.
Propriétaires d’installations
Les propriétaires d’installations de production, de transport et de distribution sont responsables des
tâches essentielles que sont l’exploitation, l’entretien et l’amélioration de ces installations, en vue
d’activités sûres et fiables. Afin de favoriser une production fiable, il est probable que les obligations
contractuelles prévues dans les conventions d’achat d’électricité précisent des attentes en matière de
livraison ainsi que les pénalités qui s’appliquent lorsque ces attentes sont déçues. La loi Electric
Utilities Act exige également des propriétaires d’installations de transport d’énergie et de distribution
qu’ils livrent l’électricité de façon sûre, fiable et économique.
Grands consommateurs
Il n’existe pas de programmes officiels dans la province visant à moduler les charges électriques dans
le sens du travail accompli en vue de l’amélioration de la fiabilité du réseau. Cependant, grâce à la
présence d’un signal de prix du marché, certains grands consommateurs réduisent leur consommation
d’énergie (en général jusqu’à 300 MW) lorsque les prix atteignent des niveaux suffisamment élevés.
Du fait que les prix sont habituellement plus élevés lorsqu’il y a peu d’écart entre l’offre et la
demande, des baisses opportunes de la demande peuvent contribuer à une plus grande fiabilité du
réseau dans son ensemble.
Une autre méthode utilisée par certains consommateurs pour assurer la fiabilité de
l’approvisionnement consiste à produire leur propre électricité. Dans certaines industries, comme la
production de sables bitumineux, les coûts associés aux interruptions de service ou à une diminution
de la qualité de l’énergie sont énormes. Dans plusieurs cas, les sociétés ont construit des installations
de cogénération afin de réduire les risques découlant d’un recours exclusif au réseau de la province,
tout en bénéficiant d’un accroissement des revenus en raison de la vente de l’énergie électrique
excédentaire.
26
APERÇU
3.3.2
Enjeux
De toutes les contraintes associées à la restructuration du marché, les plus pertinentes, au niveau du
maintien de la fiabilité à moyen et à long termes, portent sur la capacité de transport d’énergie ainsi
que sur la viabilité du marché.
Capacité de transport
Depuis quelques années, les investissements dans les installations de transport n’ont pas suivi le taux
de croissance de la demande d’électricité et ont été inférieurs à ceux effectués au niveau de la
production. De 1985 à 2003, la demande de pointe a augmenté d’environ 4 000 MW alors qu’aucune
amélioration majeure n’a été apportée au réseau de transport. Depuis 1998, la production s’est accrue
d’environ 3 000 MW et des propositions ont été présentées en vue de l’ajout d’une autre tranche de
2 500 MW. En raison de la croissance de la demande et de la production, un début de congestion est
perceptible en certains points du réseau de transport. Les contraintes actuelles et futures en matière
de transport portent notamment sur : une capacité limitée dans les régions de Fort McMurray, du
nord-ouest de l’Alberta et du sud-ouest de la province; la capacité de transfert aux interconnexions
provinciales; une capacité de transport limitée du nord au sud. On s’attend à une congestion encore
plus grande dans le couloir Edmonton-Calgary dès 2005. L’AESO a l’intention d’adopter des mesures
temporaires afin de réduire l’incidence de la capacité de transport limitée au niveau des transferts
d’énergie du nord au sud de manière que de nouvelles installations ne soient pas requises avant 2009.
Au cours des dernières années, un certain nombre d’améliorations à l’échelle régionale ont été
apportées au réseau albertain. Les premiers calculs estimatifs indiquent que des investissements de
1,5 milliard de dollars sont requis de manière à pouvoir atteindre les objectifs visés par la politique sur
le réseau de transport d’énergie. Cette politique stipule que le transport devrait être étayé jusqu’au
point où 95 % des opérations de gros économiques prévues pourraient être réalisées sans occasionner
de congestion et dans la mesure où les interconnexions pourraient permettre des importations ou des
exportations conformes à leur capacité nominale dans des conditions normales.
La congestion et l’absence de capacité sur le réseau de transport peuvent constituer des obstacles à
une expansion opportune de la production, en plus d’avoir des répercussions sur la fiabilité
d’exploitation du réseau. Des améliorations du réseau de transport d’énergie sont essentielles, mais les
vues divergent, pour ce qui est des exigences de capacité supplémentaire, en termes d’envergure et
d’échéancier. Les mésententes portent principalement sur l’objectif précis à atteindre ainsi que sur les
coûts et les montants requis. On s’attarde aussi beaucoup sur l’établissement de tracés détaillés et sur
les évaluations environnementales.
Viabilité du marché à long terme
Avant la restructuration, un taux de rendement réglementé permettait de stimuler les investissements
dans la production car il était possible de construire des installations qui seraient rentables presque à
coup sûr. Désormais, les investisseurs doivent tenter de prévoir si les revenus produits, pendant la
durée de vie utile des installations, leur permettront de recouvrer leurs coûts et de dégager un certain
rendement. Nombreux sont ceux qui préfèrent réduire les risques au minimum grâce à des contrats
d’achat d’électricité à long terme qui leur procurent des revenus prévisibles. Néanmoins, sur le
marché albertain actuel, les sociétés de vente au détail et de distribution ne se sont généralement pas
engagées dans la voie de nouvelles ententes à long terme. Un obstacle s’opposant à l’accroissement du
nombre de contrats d’achat à long terme est le crédit substantiel qui est requis, d’autant plus qu’un
certain nombre d’acheteurs d’énergie ont déjà pris des dispositions pour l’achat d’énergie à
long terme.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
27
En l’absence de dispositions d’achat à long terme, les investisseurs s’exposent au risque de revenus
imprévisibles. Une période prolongée de prix élevés pourrait être nécessaire pour les convaincre que
de nouvelles installations de production seront à l’origine de rendements appropriés. Toutefois, de
telles périodes ont de graves répercussions sur les marchés industriel, commercial et résidentiel, car le
tollé qui pourrait s’ensuivre risque d’être à l’origine d’une réaction politique. Les investisseurs
pourraient être encore plus hésitants si une intervention gouvernementale diminue davantage leur
capacité à prédire la viabilité à long terme de nouvelles installations de production.
La méfiance des investisseurs pourrait entraîner une longue période de production insuffisante qui
compromettrait la fiabilité du réseau. Même si pour l’instant les propositions de production sont
nombreuses en Alberta, de nouvelles installations seront requises à moyen et à long termes pour :
maintenir des marges de réserve appropriées; remplacer les installations vieillissantes et périmées;
répondre à une demande croissante. Parce que le délai d’exécution est tellement long pour la
construction de nouvelles installations de production avec infrastructure de transport à l’appui, il faut
que cette question soit réglée à court terme. Alberta Energy, l’AESO et l’administrateur de
surveillance du marché28 évaluent la situation, puis organiseront des débats sur la politique et son
élaboration avec les intervenants de l’industrie en 2004.
3.3.3
Résumé
De nombreuses organisations jouent un rôle lorsqu’il s’agit d’assurer la fiabilité du transport de
l’électricité, des producteurs jusqu’aux consommateurs. Le gouvernement fournit des directives et
l’EUB s’occupe de surveiller l’industrie tandis que l’AESO joue le rôle d’exploitant du réseau de
transport d’électricité, de planificateur et d’autorité de fiabilité. Par ailleurs, les propriétaires
d’installations doivent s’acquitter des tâches essentielles que sont l’exploitation, l’entretien et
l’amélioration de leurs réseaux, en vue d’activités sûres et fiables.
Ces dernières années, le marché de l’électricité a été caractérisé par une croissance régulière de la
charge, des augmentations remarquables des investissements au niveau de la production et des
investissements plus modestes en transport d’énergie. En réaction à une congestion du réseau de plus
en plus grande, une politique sur le réseau de transport a été mise en place afin d’en favoriser
l’expansion. De façon à continuer d’attirer les investissements requis au niveau de la production, un
moyen d’assurer la prévisibilité du marché à long terme est à l’étude.
3.4
Saskatchewan
Saskatchewan Power Corporation (SaskPower ou la société), société d’État de la Saskatchewan et
principal fournisseur d’électricité dans cette province, est un service public intégré verticalement qui
s’occupe de production, de transport et de distribution. SaskPower propose un libre-accès et a adopté
un tarif d’accès ouvert au réseau de transport (TAORT) de façon à répondre aux exigences de
réciprocité de la FERC. De cette manière, des fournisseurs de l’extérieur de la Saskatchewan, les
services publics municipaux de Saskatoon et de Swift Current ainsi que des producteurs d’énergie
indépendants reliés au réseau électrique peuvent avoir accès aux installations de transport pour
acheminer de l’électricité à des clients grossistes de la province ou d’ailleurs. Ni la société, ni la
province, ne prévoient restructurer le marché davantage.
28 Le mandat de l’administrateur consiste à assurer l’exploitation efficace du marché de l’électricité en Alberta en régime de
concurrence juste et équitable.
28
APERÇU
L’électricité répond à environ 17 % des
besoins en énergie de la province.
L’électricité produite dans la province
est consommée, pour plus de la moitié,
par le secteur industriel, tandis que la
consommation des secteurs commercial
et résidentiel s’établit dans chaque cas
autour de 25 % de la production. En
2002, la demande de pointe pour de
l’électricité en Saskatchewan a atteint
2 800 MW.
SaskPower exploite 15 installations de
production, avec une puissance installée
approximative de 3 000 MW. Le réseau
comprend quatre centrales thermiques
de base, sept centrales hydroélectriques,
trois centrales de pointe et une centrale
éolienne. L’électricité produite par
SaskPower dérive de l’utilisation de
combustibles fossiles dans une
proportion d’environ 70 %, le reste
étant surtout attribuable à des
ressources hydroélectriques. En outre,
SaskPower obtient 500 MW
supplémentaires d’énergie grâce à des
coentreprises et à des conventions
d’achat d’électricité à long terme.
F I G U R E
3 . 6
Réseau de transport d’électricité de la
Saskatchewan
LÉGENDE
Principales lignes de transport d’énergie
Interconnexions (internationales et interprovinciales)
Centrale électrique
* Produite uniquement à titre indicatif, cette carte
illustre l’emplacement approximatif des principales
installations de production, lignes de transport
d’énergie et interconnexions avec les autres
provinces ou différents États.
Saskatoon
Swift Current
Regina
Source : SaskPower.
SaskPower gère un réseau de lignes de transport (d’au moins 72 kV) d’une longueur de 12 026 km. La
Saskatchewan est reliée à l’Alberta grâce à une ligne à courant continu asynchrone à 230 kV, d’une
capacité de transfert nominale de 150 MW. Une ligne à double circuit à 110 kV et trois lignes à
230 kV chacune relient la Saskatchewan au Manitoba. La capacité de transfert totale est de 550 MW
de la Saskatchewan au Manitoba et de 525 MW dans le sens inverse. Une ligne à 230 kV relie la
province au Dakota du Nord, avec une capacité de 165 MW de cet État vers la Saskatchewan et de
215 MW dans l’autre direction. Puisqu’elles sont interdépendantes, les capacités en provenance du
Manitoba et du Dakota du Nord ne peuvent être utilisées simultanément. La Saskatchewan se trouve
à l’extrémité de la région du Mid-Continent Area Power Pool (MAPP), qui comprend le Manitoba à
l’est et plusieurs États américains au sud, de sorte que les perturbations dans cette région ne la
touchent pas de trop près.
3.4.1
Cadre de gestion de la fiabilité
En Saskatchewan, il n’existe pas d’organisme de réglementation provincial qui surveille les activités du
service public. Cependant, SaskPower est régie par la loi The Power Corporation Act et est assujettie
aux dispositions de la loi The Crown Corporation Act, laquelle donne à Crown Investments Corporation
(CIC) d’importants pouvoirs en ce qui concerne l’orientation que SaskPower doit privilégier. La loi
Power Corporation Act autorise la société à adopter les normes, règles ou directives appropriées aux
niveaux de l’exploitation, de la planification et de la conception de ses installations de transport
d’énergie ou de production à l’intérieur d’un réseau électrique régional intégré. La société a
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
29
également la possibilité de devenir et de demeurer membre d’une organisation régionale intégrée de
sociétés d’électricité.
Lorsque les directives d’orientation du législateur l’exigent, SaskPower demande à la CIC et au
conseil des ministres de la province d’examiner, pour approbation, des décisions prises en matière
d’investissement et de gestion du rendement. Le régime réglementaire de surveillance se trouve sous
l’égide de deux organismes : la commission d’examen des taux de la Saskatchewan, un organisme
d’étude indépendant qui peut présenter des recommandations au sujet des taux d’électricité groupés
(approuvés par le conseil des ministres); un groupe de discussion avec les clients sur le TAORT, qui
traite des questions associées aux taux et aux tarifs de transport. Au nombre des intervenants dans ce
groupe, il faut noter le ministère de l’Industrie et des Ressources de la Saskatchewan, des membres du
secteur et des regroupements pouvant choisir d’autres fournisseurs (même si aucun ne l’a fait).
Conformément à une nouvelle structure de gouvernance annoncée en septembre 2003, la société
relève d’un ministre spécifiquement responsable de SaskPower plutôt que de celui responsable de la
CIC. Un conseil d’administration indépendant continue d’assurer la transparence de la société et d’en
surveiller les activités.
SaskPower établit ses propres normes de fiabilité et présente chaque année un rapport au MAPP
portant sur le programme de conformité du NERC. Elle respecte les pratiques de l’industrie lorsqu’il
lui faut établir le niveau de ses réserves de production et elle adhère, à titre non officiel, au MAPP,
actuellement de façon volontaire. SaskPower a décidé d’adopter officiellement les normes du NERC
et de participer aux travaux de ses organismes de fiabilité en matière de transport d’énergie. Des
mesures de fiabilité sont intégrées à la section du tableau de bord équilibré dans le rapport annuel
de SaskPower.
SaskPower est responsable de toutes les questions de fiabilité à l’intérieur du réseau intégré. Elle
planifie à long terme et produit des prévisions d’adéquation sur dix ans, tant au niveau de la
production qu’à celui du transport. SaskPower respecte un processus établi pour l’amélioration
constante de son centre de commande, des logiciels qu’elle utilise ainsi que des technologies
auxquelles elle a recours pour le contrôle de la production et de l’ensemble du réseau interconnecté.
La fiabilité des activités quotidiennes est favorisée grâce à la formation offerte et au respect des
normes adoptées. Par ailleurs, la société a élaboré des plans d’intervention détaillés pour faire face à
toute perturbation majeure du réseau.
3.4.2
Enjeux
Au moment où elle a planifié son réseau afin de répondre aux besoins énergétiques de l’avenir,
SaskPower pouvait y intégrer de nouvelles installations de production ou tout simplement élargir les
réseaux de transport en vue de favoriser les échanges commerciaux. La Saskatchewan a augmenté sa
capacité de production et à l’heure actuelle, elle dispose d’énergie en abondance.
En dépit d’une énergie abondante, SaskPower éprouve parfois certains problèmes qui émanent des
sources de production. Même si les réserves définies sont suffisantes pour assurer une grande fiabilité,
la Saskatchewan bénéficie d’interconnexions qui améliorent encore cet aspect et permettent des
échanges commerciaux. Étant donné que SaskPower fait partie d’un réseau interconnecté, elle peut
s’en remettre à ce réseau pour obtenir l’électricité qui lui permettra de répondre à certains de ses
besoins. Par conséquent, ses clients sont très peu touchés par d’éventuelles pannes. Cette situation
fait en sorte que la province a intérêt à continuer de faire partie de ce réseau électrique
interconnecté élargi.
30
APERÇU
La Saskatchewan bénéfice aussi d’échanges commerciaux saisonniers et dispose d’électricité
excédentaire pour exportation. Pour s’assurer qu’elle peut continuer d’exporter de l’électricité aux
États-Unis, la province s’est pliée aux exigences de la FERC pour un libre-accès. Les organisations de
transport régionales (OTR) comme le Midwest Independent Transmission System Operator (MISO)
aux États-Unis ne répondent pas aux besoins de la Saskatchewan, ayant intégré à la fois les aspects du
commerce et de la fiabilité des réseaux de transport. Il découle d’une telle situation des incertitudes et
un manque de transparence lorsque SaskPower doit établir un degré de participation approprié à
l’intérieur du réseau de production-transport d’électricité. SaskPower évalue les diverses possibilités
qui s’offrent à elle pour assurer une participation appropriée qui soit conforme aux exigences de
fiabilité régionale et du NERC.
Il y a environ deux ans, SaskPower a entrepris à l’interne un examen de la fiabilité. En février 2004, le
conseil d’administration de SaskPower a approuvé une démarche visant l’adoption des normes du
NERC par la société. Ce faisant, SaskPower accédera au rang des autorités de fiabilité agréées par le
NERC et prévoit adhérer à la Midwest Reliability Organization (MRO), qui devrait normalement
remplacer le MAPP, lorsque cette organisation formera le nouveau conseil régional sur la fiabilité.
3.4.3
Résumé
La Saskatchewan produit suffisamment d’électricité pour répondre à sa propre demande de pointe de
façon fiable et pour bénéficier du réseau interconnecté, en en tirant des avantages économiques ainsi
que sur le plan de la fiabilité. SaskPower a adopté ses propres normes de fiabilité pour régir son
réseau, mais elle en est venue à la conclusion que la démonstration, de façon indépendante, du respect
de normes de fiabilité acceptées à l’échelle de l’industrie, comme celles du NERC, constituait
désormais un atout commercial de taille. Ses objectifs en matière de fiabilité visent à assurer la
fiabilité de ses activités quotidiennes, une
planification à long terme appropriée et la
F I G U R E 3 . 7
définition d’un rôle à la hauteur dans le
contexte d’un réseau interconnecté élargi.
Réseau de transport d’électricité du Manitoba
3.5
Manitoba
Hydro-Manitoba est une société d’État et
la seule entreprise à proposer des services
d’alimentation en électricité au Manitoba.
Ce service public à intégration verticale
s’occupe de production, de transport et de
distribution dans toute la province. Les
tarifs de l’électricité au détail d’HydroManitoba sont assujettis à un examen
réglementaire de la part de la Régie des
services publics. Hydro-Manitoba offre un
libre-accès à ses services de transport, ses
fonctions sont dégroupées (c.-à-d. que le
transport est exploité indépendamment des
autres fonctions) et elle ne prévoit pas que
cette structure évoluera davantage.
L’électricité répond à environ 24 % des
besoins en énergie de la province.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
LÉGENDE
Principales lignes de transport d’énergie
Lac Winnipeg
Interconnexions (internationales et interprovinciales)
Centrale électrique
* Produite uniquement à titre indicatif, cette carte
illustre l’emplacement approximatif des principales
installations de production, lignes de transport
d’énergie et interconnexions avec les autres
provinces ou différents États.
Brandon
Winnipeg
Source :
Hydro-Manitoba.
31
L’électricité produite est consommée dans une proportion d’environ 40 % par chacun des secteurs
résidentiel et industriel, tandis que la consommation du secteur commercial s’établit autour de 20 %
de la production. En 2003, la demande de pointe pour de l’électricité au Manitoba a atteint un niveau
record, soit 3 916 MW.
Dans la province du Manitoba, la puissance installée s’élève aux alentours de 5 475 MW. L’énergie est
produite dans une proportion de plus ou moins 95 % à partir de 14 centrales hydroélectriques. La
tranche restante de 5 % provient de centrales thermiques et de sources d’énergie de remplacement.
Le réseau a été conçu de manière que le Manitoba puisse répondre à ses besoins en énergie même
lorsque les conditions hydriques sont très défavorables au cours d’une année. Par conséquent, lorsque
des conditions normales prévalent, Hydro-Manitoba dispose d’énergie hydroélectrique excédentaire
à exporter.
Hydro-Manitoba gère un réseau de lignes de transport d’une longueur de 9 293 km ainsi que
11 interconnexions. Une ligne de rayonnement à double circuit à 110 kV et trois lignes à 230 kV
chacune la relient à la Saskatchewan. La capacité de transfert totale des trois lignes à 230 kV est de
525 MW du Manitoba à la Saskatchewan et de 550 MW dans le sens inverse. L’interconnexion entre
le Manitoba et l’Ontario est assurée au moyen de deux lignes d’énergie électrique à 230 kV ainsi que
d’une ligne asynchrone à 115 kV. La capacité maximale de transfert s’établit à 300 MW. Une ligne à
500 kV et trois autres à 230 kV assurent la liaison avec les États-Unis. Leur capacité nominale est de
2 175 MW, mais la capacité d’importation se limite à 900 MW.
Le Manitoba est une zone de contrôle du MAPP, qui comprend aussi la Saskatchewan à l’ouest et
plusieurs États américains au sud. Hydro-Manitoba a signé des ententes d’interconnexion avec les
réseaux adjacents. Les planificateurs de tous ces réseaux se rencontrent chaque année et une politique
de « bon voisinage » s’applique dans la plupart des cas au sujet des mesures prises par un exploitant
qui pourraient avoir des incidences sur les voisins.
3.5.1
Cadre de gestion de la fiabilité
La société est régie par la Loi sur l’Hydro-Manitoba, qui stipule que son objet est « d’assurer le
maintien d’une réserve d’énergie permettant de répondre aux besoins de la province... ».
Hydro-Manitoba (ou la régie) doit s’engager dans la voie de l’économie et de l’efficacité, puis faire la
promotion de ces principes, qu’il s’agisse de développement, de production, de transport, de
distribution ou d’approvisionnement, ainsi qu’auprès des utilisateurs finals de l’énergie. Un conseil
indépendant, nommé par décret du lieutenant-gouverneur en conseil, a le pouvoir de s’acquitter des
fonctions et des tâches précisées dans la loi. Cette loi donne à Hydro-Manitoba la possibilité
d’adopter, de coordonner et d’imposer des normes ainsi que des règles en matière de sécurité, de
fiabilité et de contrôle de la qualité pour les lignes interconnectées de distribution ou de transport.
Hydro-Manitoba est responsable d’assurer à tous égards la fiabilité de l’approvisionnement en
électricité, notamment dans les contextes de la planification du réseau et de l’exploitation des
installations de production, de transport et de distribution de l’énergie. En sa qualité de membre du
MAPP, Hydro-Manitoba participe au réseau commun de réserves de production du MAPP et aux
travaux de son conseil régional sur la fiabilité, pour la région du NERC. Hydro-Manitoba doit donc
respecter les normes d’exploitation et de planification du NERC ainsi que du MAPP, en plus d’être
assujettie au programme d’évaluation de la conformité à l’échelle régionale.
En septembre 2001, Hydro-Manitoba a signé une convention de coordination avec MISO et est
devenue la première province à adhérer à une OTR. Toutefois, à l’inverse des membres américains de
MISO possédant des installations de transport, Hydro-Manitoba n’a pas confié à l’organisation le
contrôle opérationnel de ses installations. Conformément aux dispositions de la convention de
32
APERÇU
coordination, Hydro-Manitoba achète à MISO des services de coordination de la fiabilité et
d’administration des tarifs. Les parties ont également convenu de coordonner les marches à suivre
pour la gestion de la congestion ainsi que les prix des services de transport de façon à éliminer tout
manque de transparence entre les régions tarifaires de MISO et le Manitoba. Grâce aux services de
coordination de la fiabilité fournis, MISO est en mesure de surveiller les installations clés et d’offrir
certains conseils à Hydro-Manitoba au sujet des mesures correctives à prendre au besoin. MISO se
penche en outre sur des problèmes à l’extérieur du réseau d’Hydro-Manitoba et peut, par exemple,
engager un processus d’allégement au niveau du transport de l’électricité pour des interfaces qui
touchent les activités de la régie. Des économies et des gains d’efficacité peuvent être réalisés, à
l’égard de certaines fonctions au niveau de la fiabilité, en raison de l’étroite interconnexion du réseau
électrique et du grand nombre de participants.
La planification à long terme est assurée par Hydro-Manitoba, en coordination avec MISO.
Hydro-Manitoba fournit aussi des renseignements propres à la planification du transport d’énergie au
MAPP, qui se sert de cette information et des données que d’autres services publics lui remettent afin
de produire des plans régionaux à long terme sur l’étayage du réseau et son élargissement. En outre,
Hydro-Manitoba est responsable de la connexion des installations de production à son réseau de
transport d’énergie.
De façon à produire des plans rentables d’expansion de la production, Hydro-Manitoba a recours à la
gestion de la consommation, à des compressions de la charge et à des programmes d’efficacité au
chapitre de l’approvisionnement. Par exemple, le service public consent une remise aux grands
consommateurs qui sont en mesure de diminuer leur consommation d’énergie lorsque requis.
Hydro-Manitoba a également adopté le programme Éner Sages29, qui invite les consommateurs à
économiser l’énergie. L’électricité ainsi sauvegardée peut être exportée à court terme et permettre un
accroissement des revenus ainsi qu’une diminution des tarifs domestiques. À plus longue échéance, de
telles économies font que de nouvelles installations sont moins nécessaires. Le programme Éner Sages
a par la suite été intégré à une initiative de développement énergétique plus étendue du
gouvernement provincial.
3.5.2
Enjeux
Tel que l’illustre la figure 3.5, la production est principalement concentrée dans le nord du Manitoba
alors que la charge est en grande partie confinée au sud de la province. Deux lignes qui transportent
actuellement 70 % de l’énergie produite au Manitoba passent par une même emprise à l’ouest du lac
Winnipeg. Ces lignes permettent d’acheminer vers le sud l’électricité produite au nord de la province.
Une telle situation menace la fiabilité de l’approvisionnement puisqu’un phénomène unique pourrait
mettre les deux lignes hors service. Par exemple, des conditions météorologiques extrêmes comme
une tempête de verglas pourraient avoir une incidence sur les deux lignes en même temps. HydroManitoba évalue de nouvelles possibilités de production et envisage la construction d’une nouvelle
ligne qui emprunterait elle aussi un axe Nord-Sud, mais elle passerait du côté est du lac Winnipeg,
bien loin des lignes existantes.
Habituellement, le Manitoba exporte plus de 30 % de sa production d’électricité. Toutefois, en 2003,
en raison de piètres conditions hydriques, Hydro-Manitoba a importé davantage d’énergie qu’elle
n’en a exportée. Hydro-Manitoba a besoin d’un accès fiable à d’autres réseaux énergétiques de façon à
pouvoir atteindre un vaste marché qui lui permettra de réaliser les opérations les plus rentables
possibles pour ses exportations et ses importations. Le libre-accès aux réseaux de transport d’énergie
des États-Unis exige d’Hydro-Manitoba qu’elle fournisse des services comparables, en fonction de sa
29 Pour un complément d’information sur ce programme : www.hydro.mb.ca .
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
33
capacité, à des modalités semblables. Au fil de l’évolution des normes de fiabilité du NERC et du
MAPP, Hydro-Manitoba, en sa qualité de membre du MAPP, est obligée d’adopter les modifications
prévues pour l’ensemble du réseau. Conséquemment, Hydro-Manitoba suit de près les activités des
organisations américaines sur la fiabilité et l’exploitation auxquelles elle adhère, en plus de surveiller
la situation à l’échelle régionale, que ce soit en matière de fiabilité ou au niveau des questions
commerciales et des services de transport.
3.5.3
Résumé
En tant que service public à intégration verticale, Hydro-Manitoba continuera d’être responsable de
la fiabilité dans la province. Des ententes d’interconnexion ainsi que la participation au MAPP et à
MISO dicteront en grande partie de quelle façon seront traitées les préoccupations relatives à la
fiabilité du réseau interconnecté. Même si le Manitoba profite de sa participation à l’OTR, cette
province doit aussi faire face aux contraintes des exigences qui découlent d’une telle participation,
maintenir un libre-accès et s’assurer qu’il est tenu compte de ses propres intérêts à l’intérieur des
organisations américaines.
3.6
Ontario
Avec l’ouverture du marché de l’électricité le 1er mai 2002 en Ontario, cette province a délaissé
complètement la structure classique dominée par une seule entreprise de service public intégrée
verticalement, Ontario Hydro, au profit d’un dégroupement avec séparation claire entre les sociétés de
production, de transport et de distribution. Les activités du marché de gros au comptant, où les prix sont
établis en fonction des forces en présence, au même titre que celles du réseau de transport, sont
supervisées par la Société indépendante de gestion du marché de l’électricité (SIGMÉ). La SIGMÉ et
tous les participants au
marché de l’électricité
F I G U R E 3 . 8
(producteurs,
transporteurs, distributeurs,
Réseau de transport d’électricité de l’Ontario
grossistes et revendeurs)
LÉGENDE
sont assujettis au régime de
Réseau de l’Ouest
surveillance de la
Commission de l’énergie
Kenora
de l’Ontario (CÉO).
Principales lignes de transport d’énergie
Interconnexions (internationales et interprovinciales)
Centrale électrique
* Produite uniquement à titre indicatif, cette carte
illustre l’emplacement approximatif des principales
installations de production, lignes de transport
d’énergie et interconnexions avec les autres
provinces ou différents États.
Wawa
Wawa
É.-U.
LakeSupérieur
Lac
Superior
Québec
LakeHuron
Lac
Huron
Toronto
Lac Érié
Erie
Lake
Windsor
Source : Hydro One, Ontario Power Generation.
34
LakeOntario
Lac
Ontario
É.-U.
(New York)
É.-U.
(Michigan)
Le dégroupement procure
un accès direct au marché
de l’électricité en gros de
l’Ontario pour les
producteurs et les
acheteurs du réseau de
production-transport
d’électricité, ceux-ci étant
principalement des
services publics de
distribution et d’imposants
clients industriels.
Vendeurs et acheteurs des
provinces ou États voisins
interconnectés peuvent
APERÇU
également être actifs sur ce marché. Hydro One, qui détient et exploite environ 97 % du réseau de
transport d’énergie en Ontario sous l’égide de la SIGMÉ, arrive aussi au premier rang des sociétés de
distribution, desservant un grand nombre de clients ruraux et diverses collectivités30.
En outre, le marché ontarien permet la concurrence au niveau de la vente au détail, les revendeurs
pouvant avoir accès aux clients reliés au réseau de distribution et conclure des contrats de vente
d’électricité, dont les modalités varient. Compte tenu du plafond imposé aux prix de détail en
novembre 2002, puis modifié en novembre 2003, la concurrence s’est beaucoup effritée à ce niveau et
plusieurs revendeurs ont quitté le marché (du moins temporairement). Les clients à fort volume
continuent de conclure des ententes directement avec les producteurs et les négociants en électricité ou
de s’approvisionner aux prix du marché au comptant. Le gouvernement a enjoint la CÉO d’établir de
nouveaux mécanismes d’établissement des prix qui devront être adoptés au plus tard le 1er mai 2005.
À 139 TWh, l’électricité compte pour 18 % de la demande énergétique des utilisateurs finals en
Ontario, cette consommation étant répartie également entre les secteurs résidentiel (33 %),
commercial (33 %) et industriel (34 %).
La demande varie selon les saisons, étant plus élevée en été et en hiver, puis moindre au printemps et
à l’automne. La pointe de presque 25 000 MW atteinte en janvier 2004 est quasi identique à celle
enregistrée pour l’été, en juillet et août31. La capacité de production en janvier 2004 était de 30 400
MW et provenait de centrales nucléaires (36 %), hydroélectriques (25 %), au charbon (25 %) ou
alimentées au gaz naturel et au pétrole (13 %). Les autres sources d’énergie, notamment éolienne et
géothermique, comptaient pour moins de 1 %. La capacité est sujette à des compressions en temps
réel d’environ 2 500 MW, qu’il s’agisse d’interruptions prévues ou d’autres facteurs comme une
production hydroélectrique en deçà de la capacité nominale32.
Le marché est approvisionné grâce à un réseau de transport de 29 000 km. Ce réseau comprend un
ensemble de lignes à 500 kV, 230 kV et 115 kV, dans le centre et dans le sud de l’Ontario, ainsi que
d’autres lignes d’énergie électrique à 230 kV et 115 kV dans le nord-ouest de la province, jusqu’aux
frontières avec le Manitoba et le Minnesota.
Les interconnexions avec les provinces et États voisins permettent aux sociétés ontariennes de
conclure des opérations commerciales, de profiter de conditions optimales pour ce qui est de la
construction ou de l’utilisation d’installations de production et d’améliorer le degré de fiabilité du
réseau de transport. La capacité de transfert au niveau des importations s’établit à entre 4 000 MW et
5 300 MW en été, tandis qu’en hiver elle varie entre 4 700 MW et 5 500 MW. À l’exportation, cette
capacité va de 4 000 MW à 4 600 MW en été et de 4 500 MW à 5 900 MW en hiver. La capacité de
transfert est plus grande avec le Michigan, l’État de New York et le Québec, puis viennent le
Manitoba et le Minnesota33.
3.6.1
Cadre de gestion de la fiabilité
C’est à la SIGMÉ qu’il incombe d’assurer la fiabilité de l’approvisionnement en électricité, sous le
régime de surveillance de la Commission de l’énergie de l’Ontario.
30 Les autres sociétés de transport dûment autorisées sont Great Lakes Power, Canadian Niagara Power (Fortis), Cat Lake Power et
Five Nations Energy.
31 Site de la SIGMÉ à la page Facts and Figures: Demande de pointe record de 25 414 MW le 13 août 2002 et pointe d’hiver record
de 24 937 MW le 15 janvier 2004.
32 À l’exclusion de trois réacteurs à la centrale nucléaire Pickering A et de deux autres à Bruce A.
33 Document sur le réseau de transport de l’Ontario publié en mars 2003 par la SIGMÉ, tableau 5.2.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
35
F I G U R E
3 . 9
Cadre de gestion de la fiabilité en Ontario
Société indépendante de
gestion du marché de
l’électricité (SIGMÉ)
CÉO
Les dispositions législatives au
sujet de la responsabilité en
matière de fiabilité se trouvent
dans la Loi de 1998 sur
l’électricité, qui autorise la
SIGMÉ
SIGMÉ à adopter des règles du
NERC/NPCC
Autorités responsables
marché et à les appliquer34.
de la fiabilité et
Normes volontaires
« Les règles du marché visent à
normes obligatoires
permettre la régie du réseau
électrique sous le contrôle de la
SIGMÉ et celle des marchés
- sociétés de production
efficaces, concurrentiels et
Participants
- sociétés de transport
fiables qui seront créés, en
- SDL, grossistes
au marché
Ontario, pour les ventes ou les
achats en gros d’électricité et de
services complémentaires35. »
Les règles précisent les rôles et les responsabilités de la SIGMÉ, comme ceux et celles des participants
au marché, en vue de l’atteinte de ces objectifs.
Régime réglementaire
de surveillance
La SIGMÉ arrête le calendrier des opérations commerciales touchant le réseau électrique ontarien et
surveille les activités aux interconnexions afin d’assurer un équilibre entre la charge et les ressources.
Plus spécifiquement, il doit, entre autres choses, élaborer des directives à l’intention des producteurs,
transporteurs et distributeurs afin que ceux-ci modifient au besoin leurs activités en tenant compte de
l’évolution des conditions qui prévalent, pour assurer le déroulement efficace des opérations sur le
marché et l’exploitation fiable du réseau énergétique intégré. Eu égard à la fiabilité opérationnelle, les
activités, dans les régions adjacentes ou de contrôle, sont menées par la voie de communications
directes avec les exploitants de ces régions et par l’entremise du coordonnateur de la fiabilité
du NERC36.
En sa qualité de participant au Northeast Power Coordination Council (NPCC), la SIGMÉ est
responsable d’assurer le respect des normes de ce conseil. Même si l’adoption de ces normes est
volontaire, l’Ontario en fait une condition incontournable en vue d’une participation au marché. La
SIGMÉ a signé une entente d’adhésion au NPCC qui exige le respect des normes en question37.
Programme de conformité en matière de fiabilité
Les exigences imposées aux participants en vue d’une exploitation fiable du réseau électrique sont
incluses dans les règles du marché et il est question du respect de ces exigences dans le programme de
conformité en matière de fiabilité de la SIGMÉ. Le programme « présente les marches à suivre pour
surveiller les normes de fiabilité et vérifier dans quelle mesure elles sont respectées, déceler les
34 Paragraphe 32 (1) de la Loi de 1998 sur l’électricité, loi qui décrit le régime de concurrence du marché de l’électricité en Ontario.
35 Traduction d’un extrait des premières pages du document de la Société indépendante de gestion du marché de l’électricité qui
décrit les règles du marché.
36 Cette fonction est décrite au chapitre 2.
37 Même si ces normes sont volontaires, l’interconnexion de l’Ontario avec d’autres provinces canadiennes et divers États américains
dépend de leur adoption.
36
APERÇU
problèmes de non-conformité et envisager quelles mesures devraient être prises afin de remédier à la
situation, les édicter et les imposer38. » L’information obtenue dans le cadre de ce programme sert de
fondement aux rapports soumis au NPCC, qui est responsable des questions de conformité pour le
nord-est de l’Amérique du Nord39.
La SIGMÉ peut imposer des sanctions aux participants qui ne respectent pas les normes de fiabilité et
les règles du marché en général. Elle a le pouvoir d’infliger des amendes en cas de non-conformité.
En 2002, la SIGMÉ a été l’objet de deux vérifications de la part du NPCC/NERC. Le sous-comité
du NPCC sur l’évaluation et la surveillance de la conformité a fait remarquer que « le programme de
conformité pour la région de l’Ontario était unique en cela qu’il était directement lié aux règles du
marché et aux exigences en vue de l’obtention des permis requis » et il a invité les autres régions à
adopter une telle démarche40.
Perspectives de fiabilité
En se fondant sur les renseignements tirés du programme de conformité, la SIGMÉ surveille la
situation sur le réseau électrique ontarien, à court et à plus long termes, puis publie ses analyses sous
forme de rapports. Deux des rapports ainsi produits portent sur les perspectives de fiabilité au cours
des 18 mois et 10 ans à venir, respectivement. Ils permettent d’évaluer l’adéquation de la production
et du transport en plus de pouvoir guider les participants au marché dans le contexte des décisions à
prendre en matière d’investissement. En outre, ces rapports aident le NERC/NPCC au moment
d’entreprendre des évaluations de la fiabilité pour la région du NPCC41.
En fonction de ce qu’elle apprend grâce à la surveillance du marché, la SIGMÉ peut demander à
Hydro One et aux autres sociétés de transport qu’elle représente de présenter à la CÉO des
propositions de construction d’installations de transport. Dans des circonstances exceptionnelles, la
SIGMÉ peut même ordonner aux sociétés de présenter de telles propositions à la CÉO.
Commission de l’énergie de l’Ontario (CÉO)
La CÉO est un organisme de réglementation créé en vertu de la Loi de 1998 sur la Commission de
l’énergie de l’Ontario et de la Loi de 1998 sur l’électricité. Elle réglemente le réseau de transport de la
province et toutes les sociétés de distribution locales (SDL), en plus d’avoir la responsabilité de faire
en sorte que les transporteurs, tout comme les distributeurs, respectent leurs obligations pour ce qui
est des connexions à assurer et du service à offrir à leurs clients. Il lui incombe aussi d’octroyer les
permis voulus aux participants au marché de l’électricité de l’Ontario, dont la SIGMÉ. La
commission a le pouvoir d’imposer des pénalités pouvant atteindre 20 000 $ par jour à un participant
qui contreviendrait aux exigences prévues au titre d’un tel permis.
Dans le cadre du régime de surveillance du transport, la CÉO a la faculté d’approuver des demandes
de tarifs justes et raisonnables ainsi que des demandes de construction d’installations. Elle est aussi en
mesure d’exiger des sociétés qu’elles lui présentent des données de rendement en matière de fiabilité.
38 Traduction d’un extrait du Guide commercial de la SIGMÉ, partie 7.9.
39 Guide commercial de la SIGMÉ, parties 7.9 et 7.5.
40 Traduction d’un extrait de l’exposé de la SIGMÉ présenté le 8 décembre 2003 au Groupe de travail Canada – États-Unis sur la
panne d’électricité.
41 Le site Web de la SIGMÉ (www.theimo.com) propose, en plus de l’information présentée dans ces rapports, des renseignements
détaillés sur la surveillance des marchés, comme des données générales sur le fonctionnement du réseau de distribution et le
marché administré par la société (p. ex., prix de l’énergie en bloc).
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
37
En sa qualité d’organisme de réglementation de la distribution, la CÉO surveille le rendement en
matière de fiabilité des distributeurs d’électricité, qui doivent déposer des rapports sur divers
indicateurs de pannes touchant les clients (SAIDI, SAIFI et CAIFI). La CÉO peut ensuite se fonder
sur cette information afin d’établir ou d’approuver certains tarifs et de s’assurer que les distributeurs
agréés exploitent leurs réseaux de façon fiable.
Programmes axés sur la consommation
Deux rapports récents ont porté sur les possibilités associées aux programmes de GC et d’IP. Dans le
cadre de son mandat [traduction] « d’élaboration d’un plan d’action visant à attirer de nouvelles
sources d’énergie, à favoriser la conservation de l’énergie et à rehausser la fiabilité du réseau de
transport », le Groupe d’étude sur l’approvisionnement et la conservation en matière d’électricité
(GÉACÉ) créé par le gouvernement a reconnu deux mécanismes permettant aux consommateurs en
gros de réagir à des signaux de prix à l’intérieur du marché administré par la SIGMÉ. Il a également
admis le programme pilote de puissance de nature économique de cette dernière. Le GÉACÉ a
déclaré que la réaction de la demande au niveau des clients au détail peut être plus lente en raison du
nombre de consommateurs, du besoin d’une réduction totale suffisante et de la nécessité d’avoir
recours à une nouvelle technologie pour les compteurs. Le GÉACÉ avait le sentiment que des
réductions importantes à la demande de pointe pourraient être réalisées en Ontario, ce qui serait à
l’origine d’avantages tout aussi importants au chapitre des prix, si une « culture de conservation
d’énergie » était adoptée, si on faisait la promotion des technologies voulues en ce sens et si des taux
appropriés étaient imposés afin de faciliter le déplacement de la demande en fonction du temps
d’utilisation42.
Le 1er mars 2004, la CÉO a publié un rapport contenant ses recommandations43. Ce document
constituait la réponse de la CÉO au sujet de la directive de juin 2003 du ministre de l’Énergie
demandant de consulter les intervenants en vue de cerner et de passer en revue diverses possibilités
concernant l’offre de programmes de GC et d’IP dans le secteur de l’électricité. Le rapport
recommandait qu’un organisme d’économies d’énergie surveille les activités de GC et d’IP,
notamment l’élaboration de plans à l’échelle de la province, la surveillance et l’évaluation des
programmes et la production d’un rapport annuel à l’intention du ministre. LA CÉO agréerait
l’organisme d’économies d’énergie, tandis que les activités et programmes visant les économies
seraient financés au moyen d’une charge à la consommation.
3.6.2
Enjeux
Le 14 août 2003, l’Ontario et les États américains voisins ont connu une panne à la grandeur de la
région. Il a fallu plusieurs jours pour que les activités du réseau électrique ontarien reviennent à la
normale, sous la direction de la SIGMÉ et avec la collaboration des participants au marché44. En
réponse à un appel général de la SIGMÉ au public pour économiser l’énergie, les gouvernements
provincial et fédéral ont fonctionné au ralenti au niveau des services « non essentiels » pendant cette
période. On a demandé à l’industrie de réduire volontairement sa consommation de 50 %.
42 Tough Choices: Addressing Ontario’s Power Needs, rapport du groupe de travail sur l’approvisionnement énergétique et la conservation,
janvier 2004, pp. 33-37.
43 Demand-Side Management and Demand Response in the Ontario Energy Sectors, Rapport de la CÉO au ministère de l’Énergie, 1er mars
2004.
44 Site Web de la SIGMÉ à la page Restoration of Service, Sequence of Events.
38
APERÇU
Même si, pour la plupart des utilisateurs, le service a repris assez rapidement, des coûts et des
inconvénients de taille ont dû être supportés par le public et l’industrie, en raison de la panne de
courant initiale et des efforts d’économie d’énergie déployés subséquemment. Par exemple, un groupe
industriel a estimé ses pertes à entre 20 et 30 millions de dollars. Un autre échantillon de grands
utilisateurs laisse supposer des coûts totaux bien supérieurs à 100 millions de dollars. Le Rapport final
sur la panne du 14 août 2003 mentionne que l’expédition des produits de manufacture a baissé de
2,3 milliards de dollars en Ontario. Les utilisateurs d’électricité ont demandé l’adoption d’un
protocole de rétablissement qui tiendrait compte de capacités diverses, selon le secteur, lorsqu’il s’agit
de réduire la charge et d’en permettre le déplacement entre les centrales afin de pouvoir répondre aux
exigences de compression imposées. De cette manière, les coûts seraient dans l’ensemble plus faibles
pour l’industrie et il pourrait même être plus facile, pendant la période de rétablissement, d’équilibrer
la charge en fonction de capacités de production restreintes.
Au cours de la décennie écoulée, les consommateurs d’énergie du secteur industriel en Ontario sont
devenus plus exigeants en matière de qualité, c’est-à-dire qu’ils souhaitent le moins d’interruptions et
de fluctuations de tension possible. Cette situation est le résultat d’une utilisation accrue
d’équipement électrique sensible et de commandes électroniques de procédés, une tendance qui se
reflète également dans le secteur résidentiel et les immeubles de bureaux. Dans certains cas, même de
brèves interruptions peuvent être très coûteuses. Il est à prévoir que les demandes pour un meilleur
service ne se résorberont pas.
Dans le cadre de ses évaluations du marché, la SIGMÉ surveille les problèmes éventuels qui
pourraient avoir une incidence sur la fiabilité. Dans son rapport sur 18 mois produit en décembre
2003, la SIGMÉ traite des conséquences sur la fiabilité de la fermeture, en avril 2005, de la centrale
de Lakeview alimentée au charbon et d’une capacité de 1 200 MW. Ces conséquences comprennent la
possibilité, dans l’agglomération torontoise, d’une perte de charge ou de faibles niveaux de tension qui
seraient inacceptables. Après avoir envisagé un certain nombre de possibilités à l’égard du transport et
de la production, Hydro One a présenté une demande à la CÉO en vue d’une approbation rapide
pour la construction d’une sous-station de transport dans l’agglomération torontoise de façon à
atténuer les craintes évoquées à l’égard de la fiabilité. À plus long terme, des installations de
production seront également requises dans la région métropolitaine de Toronto45.
Même si, dans ce cas précis, une solution a été proposée et des mesures ont été prises, on s’est
inquiété du fait que tout ne se traduirait peut-être pas toujours par des investissements opportuns et
empreints d’efficacité, en production et en transport, tant qu’on ne confierait pas à un seul organisme
la responsabilité de la planification du réseau. Le GÉACÉ s’est penché sur cette question et a
recommandé que la responsabilité de produire un plan annuel pour le développement du réseau de
transport revienne à Hydro One, en consultation avec la SIGMÉ et à l’intérieur d’un cadre de
planification intégré qui aurait été élaboré par cette dernière46.
Dans son rapport de 2004 sur les perspectives de fiabilité au cours des 10 prochaines années, la
SIGMÉ a indiqué que de grands enjeux se poseront au réseau électrique ontarien au cours de la
prochaine décennie. L’incertitude entourant la remise en service des réacteurs de la centrale nucléaire
Pickering A, l’absence de nouvelle production et la décision de mettre un terme à la production de
7 500 MW d’électricité à partir de centrales au charbon pourrait créer un sérieux manque
d’électricité. La remise en service de réacteurs nucléaires et l’ajout de nouvelles installations de
production au gaz naturel ont atténué les préoccupations pour les 18 prochains mois; cependant, des
ressources additionnelles seront requises tous les ans au cours des 10 prochaines années. Le GÉACÉ a
recommandé d’étudier la possibilité de diversifier l’alimentation des centrales et de maintenir en
45 Rapport de la SIGMÉ, IMO 10 year outlook, mars 2004.
46 Rapport du GÉACÉ, p. 76.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
39
activité celles au charbon jusqu’à ce qu’elles deviennent inutiles en raison des économies d’énergie
ainsi que de l’existence d’autres sources d’approvisionnement.
Programme du ministère de l’Énergie pour le secteur de l’électricité
Le 15 avril 2004, le ministère de l’Énergie de l’Ontario a annoncé un programme visant à réformer
radicalement le marché de l’électricité47. Son objectif est de favoriser le développement de nouvelles
sources d’approvisionnement fiables, de promouvoir une culture de conservation, de réduire
l’incidence des projets électriques sur l’environnement et d’assurer la stabilité des prix de l’électricité
pour les petits consommateurs tout en offrant aux grands consommateurs la possibilité de tirer parti
des marchés concurrentiels. Les principaux éléments de la réforme sont les suivants :
•
création de l’Office de l’électricité de l’Ontario, qui devra assurer que l’approvisionnement
à long terme dans la province est adéquat grâce à l’élaboration et à la mise en oeuvre d’un
plan intégré pour la conservation, la production et le transport de l’électricité;
•
création d’un Secrétariat pour la conservation de l’électricité au sein de l’Office de l’électricité
de l’Ontario, qui dirigera les efforts de conservation et surveillera les progrès réalisés;
•
établissement d’objectifs pour la conservation, l’utilisation des énergies renouvelables et la
composition de l’approvisionnement en électricité en Ontario (objectifs qui seront fixés par
le ministère de l’Énergie); la responsabilité d’assurer l’atteinte des objectifs incombera à
l’Office de l’électricité de l’Ontario;
•
réglementation, par la Commission de l’énergie de l’Ontario, des prix de l’électricité
produite par les centrales nucléaires et hydroélectriques de base d’OPG, tandis que les prix
du reste de la production continueront d’être soumis à la concurrence du marché;
•
stabilité des prix pour les consommateurs résidentiels ainsi que les petites et moyennes
entreprises, mais possibilité pour l’ensemble des consommateurs d’acheter de l’électricité
sur le marché.
Le gouvernement de l’Ontario a l’intention de déposer un projet de loi en juin 2004 et de le
promulguer à l’automne, après une période d’examen et d’évaluation.
3.6.3
Résumé
L’Ontario a instauré des normes de fiabilité obligatoires, qui font partie des règles du marché établies
par la SIGMÉ. Leur mise en oeuvre repose notamment sur un programme de conformité exhaustif
qui énonce formellement les attentes dans ce domaine et précise les recours qui existent lorsque les
normes ne sont pas respectées. Une surveillance constante du marché, particulièrement au moyen des
évaluations de la fiabilité publiées régulièrement par la SIGMÉ, donne l’occasion de constater quelles
sont les contraintes qui se posent et quelles sont les possibilités d’investissement qui existent.
L’adéquation de la production est source de préoccupations, à court et à moyen termes. Du côté de la
demande, le GÉACÉ nommé par le gouvernement, et la CÉO ont récemment lancé deux initiatives
majeures pour l’évaluation de la GC et de l’IP.
En avril 2004, le ministère de l’Énergie de l’Ontario a annoncé un programme concernant le secteur
de l’électricité. L’objectif de ce programme est de favoriser le développement de nouvelles sources
d’approvisionnement en électricité fiables, d’encourager la conservation et d’améliorer le rendement
du marché.
47 Pour changer, choisissons une solution viable, Notes pour une allocution de l’honorable Dwight Ducan, ministre de l’Énergie de
l’Ontario, le 15 avril 2004.
40
APERÇU
3.7
Québec
Entreprise dégroupée dont les activités sont réglementées (transport et distribution), Hydro-Québec
(HQ), est le principal producteur et distributeur d’électricité au Québec. Elle est aussi le plus important
propriétaire de lignes de transport. Bien que la province ait ouvert l’accès à son marché de gros, HQ
détient des droits de distribution exclusifs, sauf dans quelques municipalités. HQ compte quatre
divisions fonctionnelles : HQ Production, HQ TransÉnergie, HQ Distribution et HQ Équipement.
L’électricité représente environ 40 % de la demande d’énergie dans la province. Approximativement 50 %
de l’électricité est consommée par les secteurs résidentiel et commercial et la portion restante par le
secteur industriel. Au Québec, l’énergie électrique alimente un pourcentage relativement élevé de la
charge de chauffage. Par exemple, le 15 janvier 2004, la demande de pointe a atteint 36 279 MW, un
niveau jamais vu.
À la fin de l’exercice 2002, HQ
possédait une puissance installée de
32 660 MW. De plus, l’entreprise a
accès à la majeure partie de la
production du complexe
hydroélectrique de Churchill Falls, au
Labrador, dont la puissance nominale
est de 5 428 MW, et à la production
des parcs éoliens de Matane et de
Cap-Chat, qui comprennent
133 éoliennes d’une puissance de
100 MW. L’électricité produite au
Québec est essentiellement d’origine
hydraulique et provient
principalement d’aménagements situés
à la baie James et dans les environs,
ainsi que sur la Côte-Nord. Au
Québec, la production nucléaire ou au
gaz est de relativement faible
importance.
F I G U R E
3 . 1 0
Réseau de transport d’électricité du Québec
Churchill Falls
dor
Labra
Baie James
Manic
Outardes
Nouveau-Brunswick
Québec City
Ontario
Montréal
É.-U.
LÉGENDE
Principales lignes de transport d’énergie
Interconnexions (internationales et interprovinciales)
Au terme de 2002, le réseau d’HQ
comprenait 32 314 km de lignes de
transport à des tensions allant de 49 à
765 kV, et 505 sous-stations. Chaque
ligne reliant la baie James ou le complexe
Manic-Outardes aux principaux centres de
distribution dans le sud du Québec est
longue de plus de 1 000 km. Le réseau
d’HQ compte également 15
interconnexions avec des réseaux voisins
hors Québec (tableau 3.1). Les lignes de
distribution dans la province s’étendent sur
une distance totale de 105 705 km.
Le Québec fait partie du NPCC et y est
interconnecté principalement au moyen de
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
Centrale électrique
* Produite uniquement à titre indicatif, cette carte
illustre l’emplacement approximatif des principales
installations de production, lignes de transport
d’énergie et interconnexions avec les autres
provinces ou différents États.
T A B L E A U
Source : TransÉnergie.
3 . 1
Capacité de transfert des interconnexions
(en MW)
Mode
exportation
Labrador
Mode
importation
0
5 200
Nouveau-Brunswick
1 215
785
Ontario
1 295
670
Nouvelle-Angleterre
2 305
1 870
New York
2 125
1 000
41
jonctions à CC48. Au moment où l’Ontario et de nombreux États du Nord-Est des États-Unis
subissaient les contrecoups de la panne d’électricité du 14 août 2003, le réseau du Québec a largement
été épargné. Selon le Rapport final sur la panne du 14 août 2003 : « [les] lignes de jonction en
courant continu ont agi comme tampon entre certaines parties de l’Interconnexion de l’Est; les
perturbations transitoires se propagent moins facilement à travers ces liaisons. Par conséquent, le
réseau électrique du Québec n’a pas été touché par la panne, sauf une petite portion de la charge de la
province qui est directement raccordée à l’Ontario par des lignes de transport en courant
alternatif »49. Le Rapport final mentionne également ceci : « bien que les lignes de jonction en
courant continu puissent agir comme tampon entre les réseaux, elles ont pour inconvénient de ne pas
permettre une prise en charge instantanée de la production d’électricité en cas de perte imprévue
d’une génératrice ».
3.7.1
Cadre de gestion de la fiabilité
La Loi sur la Régie de l’énergie (la Loi) prévoit les attributions suivantes pour l’organisme provincial de
réglementation de l’industrie : « Le transporteur d’électricité établit des normes relatives à ses
opérations et aux exigences techniques, dont les normes de fiabilité de son réseau de transport
d’électricité, qu’il soumet à l’approbation de la Régie ». La Loi définit également HQ TransÉnergie
comme étant le « transporteur d’électricité ».
La Régie surveille l’évolution des questions de fiabilité touchant le NPCC en tant que membre sans
droit de vote du conseil. Selon la Loi, la Régie peut imposer une amende (jusqu’à concurrence de
50 000 $) au transporteur ou distributeur d’électricité qui contrevient à certaines dispositions de la
Loi. La fiabilité est un des aspects dont la Régie tient compte lorsqu’elle se penche sur des projets
d’immobilisations. Bien qu’elle ne soit pas responsable d’établir les normes de fiabilité, la Régie
surveille les indicateurs de rendement à ce chapitre ainsi que la qualité des services.
TransÉnergie, division de transport d’HQ, exerce trois fonctions de base : exploitant du réseau –
transport (autorité de fiabilité), exploitant responsable d’équilibrer la production et les charges
(autorité responsable de l’équilibre) et exploitant du réseau – interconnexion (autorité responsable des
échanges). TransÉnergie agit à titre d’autorité de fiabilité (AR) du réseau dans la province puisqu’elle
possède et exploite le réseau provincial de production-transport d’électricité. HQ a réalisé une
séparation entre TransÉnergie et ses fonctions commerciales en 1997, année où elle a aussi adopté des
normes de conduite pour assurer que TransÉnergie, à titre d’AR, veillerait d’abord et avant tout à la
fiabilité globale de la zone de contrôle/interconnexion avant d’être guidée par ses intérêts d’achat ou
de vente d’entités.
TransÉnergie participe à l’élaboration des normes du NERC et du NPCC à titre de membre votant à
part entière. Selon le rapport de vérification de TransÉnergie du NERC, diffusé en 2002, les normes
de fiabilité de TransÉnergie sont identiques à celles du NERC et du NPCC, ou plus rigoureuses dans
certains cas. Par exemple, pour assurer la fiabilité opérationnelle, les opérateurs du réseau du Québec
doivent résoudre les dépassements des seuils d’urgence opérationnelle en 15 minutes, ce qui est plus
rigide que la norme de 30 minutes du NERC ou du NPCC. À titre d’AR, TransÉnergie, qui planifie
48 Bien qu’il soit généralement considéré comme faisant partie de l’Interconnexion de l’Est nord-américaine, le grand réseau
électrique à CA du Québec est isolé des autres segments de l’Interconnexion au moyen de ce qu’on appelle communément des
« jonctions à CC ». Ces dispositifs remplissent des fonctions semblables à celles des « pare-feu » dans les réseaux de
communication. Dans le passé, en raison de la topographie, et de par sa nature, le réseau électrique du Québec a subi davantage
de perturbations par suite d’événements naturels ou d’enjeux opérationnels. En se raccordant aux autres segments de
l’Interconnexion au moyen de jonctions à CC uniquement, la province est en mesure d’isoler son réseau tout en continuant de
faire partie de l’Interconnexion de l’Est, et d’y participer.
49 Rapport final sur la panne du 14 août, p. 116.
42
APERÇU
le transport d’électricité au moyen du critère de gestion des pannes « une journée en dix ans », a le
pouvoir de prendre les mesures qu’elle juge nécessaires en cas d’urgence.
Dans une décision récente, la Régie a jugé qu’elle ne pouvait donner son aval à la série de documents
produits par le NERC/NPCC que TransÉnergie lui avait soumis. La Régie a déclaré qu’elle était
généralement satisfaite des normes établies par TransÉnergie pour la planification et la conception du
réseau de transport, mais que la demande de cette dernière débordait du cadre de son régime de
surveillance réglementaire puisqu’elle traitait d’exigences du NERC et du NPCC.
Les données SAIDI communiquées par TransÉnergie ont été inférieures au chiffre ciblé de 6,5 heures
par an, soit une moyenne de 0,51 heure au cours de la période 1998-2002. L’indice SAIDI mesure le
nombre moyen d’heures d’interruption de service par client attribuables à des pannes ou à des
interruptions programmées du réseau de transport, compte non tenu d’événements exceptionnels tels
que la tempête de verglas en janvier 1998. TransÉnergie communique également ses résultats au
regard des indicateurs de rendement du NERC, deux indices qui mesurent respectivement la
conformité à la fréquence de puissance et le degré d’équilibre entre la production et les charges dans
une zone de contrôle. L’examen des deux indices révèle que TransÉnergie excède les exigences
minimales du NERC.
À titre de plus important distributeur d’électricité au Québec, HQ Distribution a l’obligation
d’alimenter tous les abonnés du Québec, c’est-à-dire qu’elle doit veiller à satisfaire les besoins des
consommateurs. HQ Distribution s’acquitte de cette responsabilité en évaluant les charges à court et
à long termes (10 ans ou plus) et en concluant, au besoin, des ententes d’approvisionnement avec HQ
Production et d’autres entreprises de production pour s’assurer qu’elle dispose de toute la puissance et
l’énergie nécessaires à l’alimentation des charges requises. HQ Production n’est pas réglementée,
mais la loi lui impose de fournir un volume d’« électricité patrimoniale » de 165 TWh par année,
qu’elle a l’obligation de vendre à 2,79 cents le kilowattheure.
HQ Distribution est tenue de lancer des appels d’offres pour tous ses besoins en charge additionnels.
Elle a aussi la responsabilité de créer des programmes de gestion de la consommation (GC), qui
doivent être approuvés par la Régie. La division continue de participer activement aux économies
d’énergie au moyen de son Plan global en efficacité énergétique 2003-2006. Ciblant des économies
d’énergie de 750 GWh d’ici 2007, le plan prévoit des investissements de 257 millions de dollars au
cours des trois prochaines années.
Dans son plan stratégique 2004-2008, HQ Production signale qu’elle entend maintenir une réserve
énergétique suffisante pour combler un déficit éventuel d’apport d’eau de 64 TWh sur deux années
consécutives. Elle maintiendra également une réserve en puissance de 10 à 12 % pour le volume
d’électricité patrimoniale, soit l’équivalent d’un risque de délestage de 2,4 heures par année.
3.7.2
Enjeux
Le réseau du Québec comporte deux caractéristiques uniques : l’électricité produite dans la province
est essentiellement d’origine hydraulique et le réseau de transport, d’une grande complexité, s’étend
sur de très longues distances. Il est aussi exploité dans des conditions climatiques très sévères en hiver.
La gestion de la fiabilité est donc soumise à des enjeux particuliers. Par exemple, HQ doit veiller à
établir des plans d’urgence (visant sa capacité d’importer de l’énergie p. ex.) afin d’alimenter la charge
garantie advenant des conditions hydriques défavorables persistantes.
Le Québec, à titre d’important négociant, importateur et exportateur d’électricité dans l’Est du
Canada et le Nord-Est des États-Unis, compte sur les réseaux de transport accessibles et fiables de ses
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
43
voisins pour optimiser ses activités et sa rentabilité. À l’heure où le commerce de l’électricité est en
hausse, la fiabilité est devenue un enjeu d’importance accrue et a été au coeur des récentes ententes
d’interconnexions dont HQ a convenu avec les réseaux voisins.
La planification des activités du réseau représente un autre enjeu. Avant de restructurer ses activités,
HQ assumait des fonctions centrales de planification, et sa structure intégrée favorisait la
coordination et le partage de l’information à l’interne. À mesure que l’entreprise dégroupe ses
activités, la planification de l’exploitation du réseau suscite de nouveaux défis découlant d’un certain
nombre d’incertitudes du marché. Par exemple, comme HQ Distribution doit choisir ses nouvelles
sources de production dans le cadre d’appels d’offres, la capacité de production est difficile à prévoir.
Le fait que le Québec n’ait pas été touché par la panne d’électricité du 14 août 2003 indique que les
réseaux asynchrones à ceux des territoires voisins comportent certains avantages. Toutefois, tel qu’il
est mentionné plus haut, dans l’éventualité d’une perturbation majeure, de tels réseaux ne permettent
pas d’obtenir instantanément l’appui d’installations de production.
Dans son plan stratégique 2004-2008, HQ prévoit un écart relativement faible entre l’offre et la
demande vers la fin de 2006-2007. Ces prévisions ont suscité un vif intérêt auprès du public. Le
gouvernement du Québec a demandé à la Régie de se pencher sur les besoins d’ajouter à la capacité
de production jusqu’à 2010, d’examiner des solutions de remplacement et d’analyser comment les
économies d’énergie potentielles pourraient contribuer à assurer la suffisance des approvisionnements
d’électricité au Québec. La Régie doit présenter ses constatations d’ici le 30 juin 2004.
3.7.3
Résumé
Au Québec, la responsabilité de la gestion de la fiabilité du réseau incombe principalement à HQ, qui
y veille par l’entremise de deux divisions : HQ TransÉnergie et HQ Distribution. Le transport et la
distribution de l’électricité sont réglementés par la Régie, qui a pour mandat d’approuver les normes
de fiabilité en plus d’assurer la surveillance réglementaire de tous les aspects de la fiabilité et du
rendement de TransÉnergie et d’HQ Distribution. En règle générale, les consommateurs comptent
presque exclusivement sur HQ pour répondre à leurs besoins d’électricité. La Régie, un organisme de
réglementation provincial, est une tribune où les participants au marché peuvent exprimer leurs
préoccupations et solliciter des redressements, particulièrement en ce qui concerne la qualité et la
fiabilité du service.
3.8
Nouveau-Brunswick
Au Nouveau- Brunswick, le marché monopolistique de l’électricité sera bientôt ouvert à la
concurrence à l’échelon du gros et des grandes entreprises industrielles. Selon les dispositions de la
nouvelle Loi sur l’électricité (la Loi), la Société d’Énergie du Nouveau-Brunswick (Énergie NB)
deviendra la Corporation Holding Énergie NB, qui comptera quatre filiales indépendantes (énergie
nucléaire, production, transport et distribution). De plus, la Loi confère à une nouvelle entité,
l’exploitant du réseau, la responsabilité de diriger l’exploitation du réseau de transport, d’établir les
règles du marché et d’assurer leur exécution. La nouvelle structure de marché devrait voir le jour le
1er octobre 2004.
L’électricité correspond à environ 24 % de la demande des utilisateurs finals d’énergie dans la
province, qui est répartie comme suit : 46 % industriel, 17 % commercial et 36 % résidentiel. La
demande de pointe a augmenté au cours des dernières années, pour s’établir à 3 333 MW en janvier
2004. Les installations de production de la province sont diversifiées : environ un tiers de l’électricité
44
APERÇU
F I G U R E
3 . 1 1
Réseau de transport d’électricité du Nouveau-Brunswick et Île-du-Prince-Édouard
Île-du-Prince-Édouard
Borden
Charlottetown
Moncton
É.-U.
(Maine)
Nouvelle-Écosse
LÉGENDE
Principales lignes de transport d’énergie
Interconnexions (internationales et interprovinciales)
Centrale électrique
* Produite uniquement à titre indicatif, cette carte
illustre l’emplacement approximatif des principales
installations de production, lignes de transport
d’énergie et interconnexions avec les autres
provinces ou différents États.
Point Lepreau
Source :
Énergie NB.
est produite à partir du nucléaire, 19 % est
d’origine hydraulique et la portion restante
provient des combustibles fossiles.
L’Île-du-Prince-Édouard (Î.-P.-É.) et le
nord de l’État du Maine s’approvisionnent
principalement auprès du NouveauBrunswick, qui négocie aussi des échanges
avec des provinces voisines.
T A B L E A U
3 . 2
Capacité de transfert des interconnexions
(en MW)
Mode
exportation
Mode
importation
Nouvelle-Écosse
550
350
Î.-P.-É
222
0
Le réseau d’électricité de la province est
Québec
785
1 215
composé de 6 700 km de lignes de
transport et de 26 500 km de lignes de
Maine
820
154
distribution. Il comporte des
interconnexions avec l’Î.-P.-É., le Québec,
la Nouvelle-Écosse et l’État du Maine. La capacité totale de transfert à l’exportation de la province
est de 2 377 MW, comparativement à 1 719 MW pour les importations. La principale ligne
internationale de transport, dotée d’une interconnexion à Orrington, dans le Maine, a quant à elle
une capacité de transfert à l’exportation de 700 MW. Deux interconnexions de moindre envergure
d’une capacité de transfert totale de 120 MW alimentent des charges autonomes dans le nord du
Maine. Le centre de conduite du réseau d’Énergie NB assure l’exploitation du réseau, y compris la
répartition, l’équilibre des charges et l’accès au réseau de transport.
En mars 2003, la Commission des entreprises de service public (CESP) a approuvé la demande
qu’Énergie NB lui avait présentée au sujet de l’établissement d’un tarif d’accès ouvert au réseau de
transport (TAORT). Ce tarif vise à offrir un accès non discriminatoire aux producteurs et aux
consommateurs à l’intérieur et à l’extérieur de la province. La gestion du tarif incombera à
l’exploitant du réseau et les revenus y afférents permettront à la Corporation de transport Énergie NB
d’exploiter et d’assurer l’entretien du réseau. Le tarif a été établi en conformité avec les exigences de
la FERC des États-Unis.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
45
3.8.1
Cadre de gestion de la fiabilité
Les activités d’Énergie NB, les tarifs d’électricité et les grands projets d’immobilisations sont
assujettis à la surveillance de la CESP. Le conseil des ministres peut prendre une décision définitive en
fonction des recommandations de la CESP ou peut annuler une décision de l’organisme de
réglementation. À l’heure actuelle, aucune disposition de la Loi n’oblige Énergie NB à faire rapport
de son rendement en matière de fiabilité à la CESP.
À titre de corporation de la Couronne, Énergie NB a pour mandat de fournir de l’électricité en
quantité suffisante aux clients de la province. Membre votant du NPCC, le service public participe à
l’élaboration des normes de fiabilité du conseil et s’y conforme. Énergie NB doit aussi se soumettre à
des vérifications de la conformité et satisfaire aux exigences de rapport du NPCC.
Sous le régime actuel, Énergie NB exerce des fonctions de planification de concert avec d’autres
participants au marché. Le critère « une journée en dix ans », qui équivaut à une marge de réserve
obligatoire de 20 %, est le principal outil de planification de la production à long terme. Pour ce qui
est du transport, Énergie NB utilise principalement le critère du pire impondérable (N-1). En ce qui
concerne l’exploitation du réseau, le service public doit se conformer aux exigences du NPCC, selon
lesquelles il doit disposer d’une production suffisante pour faire face au premier impondérable (perte
de la plus grande installation) en dix minutes, et à 50 % du second impondérable en 30 minutes. Des
ententes d’interconnexions avec la Nouvelle-Écosse, l’Î.-P.-É., et le nord de l’État du Maine, qui font
partie de la zone de contrôle des Maritimes du NPCC, l’aident à satisfaire à cette exigence.
Énergie NB utilise des mesures de fiabilité pour sa planification interne. Par exemple, en ce qui
concerne la production, la fiabilité est mesurée et communiquée au moyen d’indices de disponibilité
des installations tels que le pourcentage du temps, compte tenu des interruptions programmées et non
programmées, pendant lequel les installations étaient en mesure de produire de l’électricité. Le
service public utilise aussi les indices SAIDI et SAIFI pour évaluer la fiabilité de ses installations de
transport et de distribution, respectivement. Dans son rapport annuel 2002-2003, Énergie NB
mentionne qu’elle a maintenu une prestation de service fiable sur laquelle ont cependant agi les
orages qui ont sévi partout dans la province à l’été 2002 et une tempête de pluie verglaçante isolée
durant l’hiver 2002-2003.
La Loi confère la responsabilité de gérer la fiabilité globale du réseau à son exploitant. Les règles du
marché établiront la capacité que les fournisseurs devront assurer pour satisfaire aux exigences de
fiabilité ciblées. La Loi prévoit aussi des attributions supplémentaires pour la CESP, y compris le
règlement des différends qui pourraient surgir entre l’exploitant du réseau et les participants au
marché. Le TAORT de transport d’Énergie NB comporte également des obligations précises en
matière de fiabilité.
Le 1er octobre 2004, il est prévu que l’exploitant du réseau du Nouveau-Brunswick deviendra
l’autorité de fiabilité pour la zone de contrôle des Maritimes, qui englobe le Nouveau-Brunswick, la
Nouvelle-Écosse, l’Î.-P.-É. et le nord de l’État du Maine. Cette zone pourrait éventuellement devenir
une organisation de transport régionale. À l’heure actuelle, les trois provinces et le nord du Maine
comptent sur des ententes de partage de leurs réserves pour assurer qu’ils satisfont entièrement aux
critères de réserve du NPCC.
3.8.2
Enjeux
La remise à neuf de la centrale nucléaire de Point Lepreau a suscité de l’incertitude relativement à
l’adéquation de la production. Énergie NB a poursuivi activement des initiatives en vue de réduire au
46
APERÇU
minimum les risques liés à la réduction de la capacité pendant la période des travaux, de 2008 à 2009.
Outre d’examiner les possibilités de production offertes par le gaz et le charbon et de convertir la
centrale de Coleson Cove pour l’alimenter à l’OrimulsionMC plutôt qu’au mazout lourd, le service
public a lancé un appel public de propositions d’énergie éolienne et a évalué d’autres sources
d’énergie renouvelable. Il se propose aussi d’examiner diverses options de GC et des projets de
nouvelles lignes de transport en vue d’accroître la capacité d’importation.
L’annonce récente dans les médias que la centrale de Coleson Cole pourrait ne pas être en mesure de
s’approvisionner en OrimulsionMC constitue un autre facteur d’incertitude. Les travaux de conversion
de la centrale à l’OrimulsionMC tirent à leur fin; cependant, toujours selon les médias, Énergie NB n’a
pas encore réussi à obtenir d’approvisionnements à long terme en OrimulsionMC. Tel qu’il a été
mentionné ci-dessus, le projet de prolongation de la durée de vie utile de la centrale de Point Lepreau
est lié à la remise en service de la centrale de Coleson Cove avec de l’OrimulsionMC plutôt que du
mazout lourd.
À l’heure actuelle, en raison d’une capacité d’importation limitée, la province n’est pas en mesure de
tirer pleinement avantage de la puissance excédentaire qui pourrait être produite au sud de la
frontière. La capacité d’importation de la ligne à 345 kV est pratiquement nulle étant donné que les
mouvements d’énergie en direction du Nouveau-Brunswick sont restreints lorsque la centrale de
Point Lepreau est en exploitation. Une coupure de circuit qui surviendrait à la centrale de Point
Lepreau entraînerait des problèmes de tension et de stabilité dans le Maine, ce qui pourrait susciter
une panne de la ligne à 345 kV et éventuellement provoquer une panne totale dans la zone de
contrôle des Maritimes. Énergie NB a obtenu de l’ONÉ l’autorisation de construire une seconde
ligne de transport à 345 kV et une interconnexion avec le Maine. Cette ligne, dont la construction
devrait être achevée d’ici 2006, permettra de saisir les occasions d’importation et d’exportation et
d’accroître la fiabilité globale du réseau dans la zone des Maritimes. Elle pourrait également
contribuer à contrebalancer la perte de production potentielle durant la remise à neuf de la centrale
nucléaire de Point Lepreau.
Énergie NB continue de favoriser l’aménagement du projet Neptune, un réseau proposé de transport
marchand sous-marin à CC. Une fois achevé, le projet permettrait de relier des sources de production
du Maine, du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse aux marchés de Boston, de New York, de
Long Island et du Connecticut.
Le service public a également participé à des discussions visant la création d’une organisation de
transport régionale du Nord-Est, qui engloberait les États de New York et de la Nouvelle-Angleterre,
et le Nouveau-Brunswick. La mise en place d’une telle organisation devrait permettre aux entreprises
de transport d’accéder à des marchés plus vastes en plus d’améliorer la fiabilité globale du réseau.
3.8.3
Résumé
Énergie NB est membre à part entière du NPCC et satisfait aux exigences d’adéquation du conseil
grâce à des ententes de partage de capacité dont il a convenu avec les réseaux voisins. Suivant la
restructuration des activités du service public, qui devrait être mise en oeuvre le 1er octobre 2004,
l’exploitant du réseau du Nouveau-Brunswick deviendra l’autorité de fiabilité dans la province.
L’augmentation de la capacité d’importation, qui est limitée à l’heure actuelle, pourrait contribuer à
rehausser la fiabilité.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
47
3.9
Île-du-Prince-Édouard
Maritime Electric Company Limited. (Maritime Electric), filiale en propriété exclusive de Fortis Inc.,
est le principal distributeur d’électricité dans la province. La presque totalité de l’électricité
acheminée aux utilisateurs finals est achetée à Énergie NB. Maritime Electric a pour mandat
l’alimentation électrique la plus fiable possible au coût le plus bas possible, et des services de haute
qualité à ses clients.
Le réseau provincial est raccordé au réseau maillé du Canada continental au moyen de deux câbles
sous-marins à 138 kV d’une capacité de transfert maximale de 200 MW. Il comporte 5 000 km de
lignes de distribution. Maritime Electric maintient des installations de production d’urgence dans
l’île, l’une à Charlottetown (60 MW) et l’autre à Borden (40 MW). L’entreprise achète également de
l’énergie éolienne produite à North Cape, qui peut combler environ 4 % de la demande annuelle
d’électricité dans l’île.
L’électricité représente à elle seule environ 13 % de la demande des utilisateurs finals d’énergie dans
la province. Près de 45 % de la demande d’électricité est issue du secteur commercial, 40 % du
secteur résidentiel et 15 % du secteur industriel. Maritime Electric dessert 68 000 clients et satisfait
une demande de pointe de 203 MW.
3.9.1
Cadre de gestion de la fiabilité
À l’automne 2003, le gouvernement a promulgué une loi qui réintroduira un régime de
réglementation du coût du service pour Maritime Electric avec effet le 1er janvier 2004. Les activités,
tarifs d’électricité et projets d’immobilisations de Maritime Electric sont assujettis à la réglementation
de la Island Regulatory and Appeals Commission.
La province fait partie de la zone de contrôle des Maritimes/NPCC, qui englobe également le
Nouveau-Brunswick, la Nouvelle-Écosse et le nord de l’État du Maine. Le principal critère que
Maritime Electric utilise pour planifier la production à long terme est une des conditions de l’entente
d’interconnexion dont elle a convenu avec Énergie NB, selon laquelle elle doit maintenir une marge
de réserve équivalant à 15 % de la charge de pointe garantie. En ce qui concerne l’exploitation du
réseau, Maritime Electric contribue aux réserves de la zone de contrôle requises pour satisfaire aux
exigences du NPCC, selon lesquelles la zone doit disposer d’une production suffisante pour faire face
au premier impondérable (perte de la plus grande installation) en 10 minutes, et à 50 % du second
impondérable en 30 minutes.
3.9.2
Enjeux
Deux grands enjeux se posent à Maritime Electric. Le premier est la capacité de l’interconnexion avec
le réseau d’Énergie NB. Il est prévu que dans plusieurs années, la charge de l’Î.-P-É. augmentera à un
point tel que si l’un des câbles sous-marins était hors service, la capacité de l’autre câble, conjuguée à
la capacité de production dans l’île, ne permettrait pas de répondre à la charge de pointe. Une façon
de résoudre le problème serait d’accroître la capacité de l’interconnexion avec le réseau d’Énergie NB
ou de construire des installations de production additionnelles. Si la première option était privilégiée,
il faudrait installer un câble de 200 MW à l’intérieur du pont de la Confédération.
L’incertitude à l’égard de la capacité de production dans les provinces Maritimes représente le second
enjeu pour Maritime Electric. Pour résoudre ces deux questions, Maritime Electric se propose
d’aménager une turbine de combustion alimentée au mazout léger (50 MW) dans l’île. Ce projet
48
APERÇU
comporte deux objectifs : fournir un appui additionnel aux câbles sous-marins existants et procurer
50 MW de capacité de production recherchée. Le projet présente une autre caractéristique intéressante,
soit que la turbine pourra être convertie au gaz naturel s’il était un jour acheminé dans l’île.
Maritime Electric a participé à des discussions visant la création possible d’une OTR du Nord-Est,
qui comprendrait les provinces Maritimes et le nord de l’État du Maine. La mise en place d’une telle
organisation permettrait éventuellement à l’Î.-P.-É. d’accéder à des sources d’approvisionnement
encore plus diversifiées, ce qui pourrait contribuer à rehausser la fiabilité du service dans l’île.
Énergie NB a récemment entrepris l’amélioration d’un certain nombre de lignes de transport dans le
sud-est du Nouveau-Brunswick, afin de réduire les pertes sur les lignes alimentant l’interconnexion
avec l’île et d’améliorer la fiabilité, mais ces améliorations n’augmenteront pas de beaucoup, à elles
seules, la capacité de transfert de l’interconnexion.
3.9.3
Résumé
L’Î.-P.-É. compte principalement sur les installations de production du Nouveau-Brunswick pour
alimenter l’île. Les dispositions législatives adoptées à l’automne 2003 ont eu pour effet de
réintroduire un régime de réglementation du coût du service pour Maritime Electric. Maritime
Electric continue d’examiner la possibilité d’installer une turbine de combustion alimentée au mazout
léger pour résoudre les questions de fiabilité de l’interconnexion et d’adéquation de la production.
3.10
Nouvelle-Écosse
À l’heure actuelle, le seul participant au marché de l’électricité en Nouvelle-Écosse est un monopole
réglementé. Nova Scotia Power Inc. (NSPI), filiale d’Emera, société appartenant à des intérêts privés,
est un service public à intégration verticale qui exerce ses activités en fonction du coût du service.
Principal fournisseur d’électricité dans la province, NSPI possède et exploite environ 97 % des
installations de production, 99 % des installations de transport et 95 % des réseaux de distribution.
Le reste de l’infrastructure de distribution est détenu et exploité par six services publics municipaux.
En décembre 2001, la
Nouvelle-Écosse a diffusé
une stratégie énergétique
et a pris des mesures
importantes par la suite
pour restructurer le
secteur de l’électricité. En
octobre 2003, un comité
de régie du marché de
l’électricité a produit un
rapport renfermant des
recommandations au sujet
de la structure de
l’industrie, des règles du
marché et de la mise en
oeuvre de la stratégie
énergétique. Le
gouvernement a annoncé
qu’il adoptait les
F I G U R E
3 . 1 2
Réseau de transport d’électricité de la Nouvelle-Écosse
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
Lingan
Nouveau-Brunswick
ie
Ba
de
y
nd
Fu
Source :
Halifax
NSPI.
LÉGENDE
Principales lignes de transport d’énergie
Interconnexions (internationales et interprovinciales)
Centrale électrique
* Produite uniquement à titre indicatif, cette carte
illustre l’emplacement approximatif des principales
installations de production, lignes de transport
d’énergie et interconnexions avec les autres
provinces ou différents États.
49
recommandations du rapport au cours du mois qui a suivi sa diffusion, déclarant que la priorité du
gouvernement, au moment où il entreprendra la réforme du réseau électrique de la Nouvelle-Écosse
pour favoriser la concurrence et l’utilisation accrue de sources d’énergie renouvelables, serait d’assurer
la fiabilité de l’alimentation électrique. Un élément clé du plan de restructuration du marché de
l’électricité de la Nouvelle-Écosse est que la concurrence sera introduite par étapes, en commençant
par l’ouverture du marché de gros, qui devrait se produire en janvier 2005.
L’électricité représente environ 20 % de la demande d’énergie des utilisateurs finals. Le secteur
résidentiel compte pour 37 % de la demande d’électricité, tandis que les secteurs commercial et
industriel représentent 27 et 36 %, respectivement. En 2002, la demande de pointe a atteint
2 078 MW.
La province compte sur ses propres installations de production pour alimenter sa charge électrique.
De quelque 75 à 80 % de l’électricité produite en Nouvelle-Écosse provient de centrales au charbon,
dont la centrale Lingan, d’une capacité de 620 MW, qui est la plus grande. La centrale de Tufts Cove
(bi-alimentée au mazout lourd et au gaz naturel) ainsi que plusieurs centrales thermiques (au mazout)
et hydroélectriques produisent les 20 à 25 % restants. Dans une moindre mesure, une centrale
marémotrice et un parc éolien d’une capacité de 1,2 MW fournissent également une petite quantité
d’électricité à la province.
La capacité de production totale provient des installations thermiques et hydroélectriques de NSPI
(2 184 MW) et d’ententes contractuelles de 25 MW avec des producteurs indépendants. Cette
capacité comprend une marge de réserve d’au moins 20 %, qui peut être augmentée grâce à une
charge interruptible de 16 %.
Le réseau de NSPI comporte 5 400 km de lignes de transport haute tension (69 kV et plus). Il est
relié au réseau d’Énergie NB au moyen d’une ligne à 345 kV et de deux lignes à 138 kV. La limite de
transfert vers le Nouveau-Brunswick et en sens inverse est de 350 et 300 MW, respectivement, dans la
plupart des conditions. NSPI et Énergie NB ont convenu d’une entente de partage de leurs réserves
en puissance, ce qui leur permet de satisfaire conjointement aux normes de fiabilité du NERC et
du NPCC
3.10.1
Cadre de gestion de la fiabilité
La loi provinciale confère au Nova Scotia Utility and Review Board (UARB) le mandat d’assurer que
NSPI s’acquitte de son obligation d’alimenter la province d’une manière fiable à des prix réglementés.
L’ensemble des activités d’exploitation et de planification de NSPI est assujetti à la réglementation du
UARB, à qui il incombe aussi d’examiner et d’approuver les tarifs, les dépenses d’immobilisations et le
rendement des capitaux propres. Le UARB est également chargé de surveiller et d’évaluer le
rendement de NSPI en matière de fiabilité.
NSPI remplit des fonctions de planificateur central des approvisionnements. La stratégie énergétique
du gouvernement prévoit que NSPI, en vertu de son obligation d’alimenter les clients de la
Nouvelle-Écosse, est l’unique responsable du maintien d’approvisionnements en électricité suffisants.
Il doit en outre veiller à la fiabilité et à l’adéquation des approvisionnements, y compris faire en sorte
qu’il possède des réserves en puissance adéquates pour répondre à la croissance prévue de la charge et
faire face aux interruptions programmées et non programmées. Dans le cadre de son processus de
planification des ressources, NSPI évalue les charges de pointe futures et établit les réserves requises.
Ces deux facteurs lui permettent de circonscrire la capacité nécessaire pour alimenter de manière
fiable les charges des clients. NSPI utilise le critère du pire impondérable (N-1) pour planifier la
conception de nouvelles installations.
50
APERÇU
NSPI est l’unique autorité responsable de la fiabilité. Son centre de contrôle de l’énergie effectue des
analyses de l’adéquation du réseau à court terme, approuve les prévisions de production 24 heures et
assure la répartition économique sur le réseau. Des installations de production du secteur privé et du
service public alimentent le réseau électrique de la province. En vertu de contrats d’exploitation, les
entreprises de production privées sont tenues d’aviser le centre de contrôle de leur non-disponibilité.
À titre de membre votant à part entière du NPCC, NSPI se conforme aux normes de fiabilité du
conseil, participe à leur élaboration et doit soutenir le réseau interconnecté. Le service public se
soumet également aux vérifications de la fiabilité du NPCC. Bien que NSPI ne soit pas expressément
tenue de faire rapport de son rendement en matière de fiabilité à l’UARB, elle lui communique
régulièrement des données de fiabilité telles que SAIFI et SAIDI.
Il est prévu que l’UARB exercera de nouvelles attributions à l’ouverture du marché de gros en 2005.
Outre d’assurer la surveillance du réseau de transport et du marché de l’électricité, il arbitrera les
différends entre les participants aux marchés et délivrera les licences aux revendeurs. NSPI deviendra
un service public dégroupé. La restructuration du marché donnera lieu également à la mise en place
d’un exploitant du réseau, qui jouera un rôle pivot dans l’exploitation de la nouvelle structure tout en
veillant à la sécurité et à la fiabilité du réseau. Il sera aussi responsable de gérer la répartition sur le
réseau, d’assurer des services complémentaires et d’ordonnancer les opérations aux interconnexions.
NSPI propose une tarification au compteur horaire à ses clients afin de les inciter à consommer leur
électricité en période creuse plutôt qu’en période de pointe.
3.10.2
Enjeux
Sous le régime monopolistique actuel, une seule entité est responsable de la fiabilité, de la gestion et
de la surveillance du réseau. Dans un marché restructuré, de nombreux aspects de la gestion et de la
surveillance de la fiabilité changeront : le nombre de participants augmentera, plusieurs entités se
partageront la gestion de la fiabilité, et de nouvelles règles de marché s’appliqueront. Le passage à des
marchés restructurés nécessitera l’attribution de rôles et de responsabilités précis à tous les
participants qui doivent assurer la fiabilité du réseau.
L’électricité produite à partir de centrales au charbon est une source importante de gaz à effet de
serre. Le fait que les centrales au charbon puissent être mises hors service plus tôt que prévu a créé un
climat d’incertitude et a soulevé des inquiétudes quant à la suffisance des approvisionnements.
L’accélération du retrait graduel des centrales au charbon pourrait nécessiter d’importants
investissements dans de nouvelles installations de production (des centrales au gaz, p. ex.) et (ou)
accroître la dépendance de la province à l’égard des importations.
L’autre question qui se pose est la suivante : à l’heure actuelle, de petites quantités d’électricité qui ne
peuvent être réparties (quantités variables) servent à alimenter le réseau de NSPI sans toutefois
rehausser de manière notable l’efficience de son exploitation et de sa fiabilité. Comme ces quantités
devraient augmenter dans un marché restructuré, il se pourrait qu’elles aient une incidence accrue. En
revanche, NSPI fournit une charge interruptible d’environ 380 MW, ce qui lui procure suffisamment
de souplesse pour veiller au maintien de la charge garantie dans l’éventualité où elle subirait des
contraintes d’approvisionnement ou de transport.
Le rendement en matière de fiabilité peut aussi être mesuré en fonction du délai d’intervention après
une panne, c’est-à-dire le temps que prend un service public pour rétablir la charge de ses clients.
L’ouragan Juan qui s’est abattu sur la Nouvelle-Écosse en septembre 2003 est un exemple récent de la
rapidité avec laquelle le service peut être rétabli après une panne. Selon un rapport que NSPI a
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
51
présenté à l’UARB, l’ouragan Juan a causé des dommages sans précédent à son réseau de transport et
de distribution. Dans les cinq jours suivant l’ouragan, le service d’électricité a été rétabli auprès de
95 % des quelque 300 000 clients touchés par la panne. Un sondage des clients a révélé que près de
90 % des abonnés se sont dits satisfaits du délai d’intervention de NSPI après la panne.
3.10.3
Résumé
La responsabilité première d’assurer la fiabilité de l’alimentation électrique incombe à NSPI, dont les
activités et le rendement sont surveillés par l’UARB. Outre de se conformer aux normes de fiabilité
du NERC et du NPCC, NSPI compte sur ses propres programmes internes et critères d’exploitation
pour maintenir la fiabilité du réseau.
3.11
Terre-Neuve et Labrador
Deux grands services public desservent les marchés de l’électricité de la province de Terre-Neuve et
Labrador. La société d’État Newfoundland and Labrador Hydro (Hydro) est le principal producteur
et transporteur de la province, tandis que Newfoundland Power (filiale de Fortis Inc., entreprise
appartenant à des intérêts privés) est le principal distributeur d’électricité dans la partie insulaire de la
province. Cette dernière achète à Hydro 90 % environ de l’électricité dont elle a besoin et produit
elle-même les 10 % restants.
La province a deux réseaux distincts : le réseau interconnecté de l’île et le réseau du Labrador. Ce
dernier est interconnecté au réseau du Québec au moyen de trois lignes à 735 kV, dont la capacité de
transfert totale s’établit à 5 200 MW.
L’électricité représente environ 30 % de la demande des utilisateurs finals d’énergie dans la province.
Elle est consommée principalement dans l’île, qui a enregistré une demande de pointe de 1 403 MW
en 2002. Quelque 60 à 65 % de la demande totale de l’île provient du secteur résidentiel, tandis que
la portion restante vient du secteur commercial.
F I G U R E
3 . 1 3
Réseaux de transport d’électricité de Terre-Neuve et Labrador
LÉGENDE
Principales lignes de transport d’énergie
Interconnexions (internationales et interprovinciales)
Centrale électrique
* Produite uniquement à titre indicatif, cette carte
illustre l’emplacement approximatif des principales
installations de production, lignes de transport
d’énergie et interconnexions avec les autres
provinces ou différents États.
Churchill Falls
Labrador
Terre-Neuve
Québec
Corner Brook
St. John's
Source :
52
Newfoundland and Labrador Hydro.
APERÇU
Dans l’île, la production d’électricité est d’origine hydraulique (les deux tiers environ) et thermique (le
tiers environ). Au Labrador, l’électricité est presque exclusivement produite à partir de l’eau.
L’électricité produite à Churchill Falls (5 428 MW) est principalement acheminée au Québec.
3.11.1
Cadre de gestion de la fiabilité
Trois lois principales régissent l’industrie de l’électricité dans la province : la loi Public Utilities Act (la
PUA), la loi Newfoundland and Labrador Hydroelectric Corporation Act (la Hydro Corporation Act) et la
loi Electrical Power Control Act 1994 (la EPCA). La loi confère à la Public Utilities Board (la
commission) la responsabilité de surveiller les services publics d’électricité dans la province. Selon
l’article 3 (b) de la EPCA, la commission a la responsabilité de veiller à ce que : [traduction] « les
activités de production, de transport et de distribution de l’électricité dans la province soient gérées et
exécutées (i) de la manière la plus efficiente qui soit, (ii) pour que les clients puissent avoir un accès
équitable à des approvisionnements suffisants, (iii) qui leur sont acheminés à des coûts aussi faibles
que possible allant de pair avec la fiabilité du service ».
La commission réglemente Hydro et Newfoundland Power en fonction d’un régime traditionnel
fondé sur la base tarifaire. Tous les investissements en capitaux, y compris ceux visant la fiabilité,
doivent être examinés et approuvés par la commission. Bien qu’en bout de ligne, la commission soit
responsable de veiller à la fiabilité, Hydro est la principale autorité en matière de fiabilité et
d’équilibre relativement à la production et au transport de l’électricité au Labrador et à Terre-Neuve.
Newfoundland Power est quant à elle chargée d’assurer la fiabilité de la distribution dans l’île. Les
deux services publics ne sont ni membres du NERC ni assujettis à ses normes de fiabilité.
Aux fins de la planification de la production, la province utilise des critères de fiabilité pour établir les
réserves en puissance et en énergie minimales requises pour son réseau. Le critère énergie permet
d’assurer que le réseau de l’île dispose d’une capacité de puissance garantie suffisante pour alimenter
la charge garantie. Le critère capacité est fondé sur une cible de pannes maximum de 2,8 heures par
an (ce qui résulte en une marge de réserve de quelque 15 à 19 % selon les ressources du réseau). Les
décisions d’investissement dans les installations sont fondées sur des évaluations des charges à long
terme et l’examen des besoins d’expansion, et reposent sur une analyse comparative des coûts et de la
fiabilité. L’entretien et l’inspection réguliers des actifs, la redondance des installations essentielles et
d’autres mesures de prévention des sinistres sont utilisées pour réduire les risques de pannes.
Les services publics présentent régulièrement à la commission des rapports d’analyse de la fréquence
et de la durée des pannes en comparaison avec le rendement moyen de l’industrie. Les rapports
trimestriels portent sur les indices SAIFI, SAIDI et l’indice de rétablissement moyen du réseau, tandis
que les rapports annuels présentent des données sur le taux d’arrêts forcés modifié en fonction du
déclassement50 et le facteur d’indisponibilité modéré.
En ce qui a trait à la gestion de la consommation, Newfoundland Hydro a créé « HYDROWISE »,
un programme d’économie d’énergie. Hydro, de concert avec la Conservation Corps of
Newfoundland and Labrador, propose également à ses clients des énerguides spécialisés et des
services de vérification du rendement énergétique. Newfoundland Power offre des conseils
d’utilisation d’énergie à ses clients dans le cadre de son programme Bright Ideas, qui comprend
également des offres de financement et de remise à l’intention des clients qui effectuent des travaux
d’amélioration de l’isolation, ainsi que des initiatives de promotion de la construction R-2000.
50 Défaillance non prévue d’un élément ou autre condition qui nécessite une réduction qui oblige à réduire le début de la centrale
immédiatement ou avant le week-end suivant.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
53
3.11.2
Enjeux
Le Labrador tire profit de son droit à l’électricité produite à Churchill Falls pour rehausser la fiabilité
de l’alimentation électrique. Dans l’île, la vétusté de nombreuses installations (qui auront bientôt
40 ans) représente une préoccupation majeure pour l’industrie et est un aspect qui pèse beaucoup
dans les décisions d’investissement. Hydro a récemment achevé un programme pluriannuel de remise
à neuf de ses installations de transport, à un coût de 45 millions de dollars. Ce programme, qui
résultait de la modification des pylônes en acier supportant les lignes de transport à 230 kV qui
s’étendent de Sunnyside à St. John’s, visait le remplacement de conducteurs et d’isolateurs, l’ajout de
pylônes et le renforcement de certains autres. Au cours des dernières années, Newfoundland Power a
effectué d’autres investissements en vue d’améliorer la fiabilité.
Comme le réseau de l’île n’est pas interconnecté avec celui du Canada continental, la province ne
peut compter que sur ses propres sources d’approvisionnement. En revanche, elle n’est pas exposée
aux risques que posent des interconnexions avec des réseaux voisins. La construction éventuelle d’une
ligne de transport entre le Labrador et Terre-Neuve permettrait à la province d’accéder aux
ressources hydrauliques du Labrador et contribuerait à rehausser la fiabilité et la sécurité du réseau
électrique de Terre-Neuve. L’environnement en bénéficierait également, car une nouvelle ligne
permettrait de remplacer la production à partir de combustibles fossiles.
3.11.3
Résumé
Terre-Neuve et le Labrador possèdent deux réseaux électriques distincts, qui sont raccordés au
Québec depuis le Labrador. La communication régulière du rendement en matière de fiabilité fait
partie des exigences réglementaires. La construction d’une ligne de transport depuis le Labrador
pourrait contribuer à augmenter la fiabilité du réseau dans l’île. Tenant compte de la vétusté des
installations, les services publics ont toujours investi pour favoriser la fiabilité du réseau.
54
APERÇU
C
H
A
P
I
T
R
E
Q
U
A
T
R
E
R ÉCAPITUL ATION
Le présent rapport expose une vue générale de la fiabilité du service d’électricité au Canada en
insistant sur les cadres de gestion et les questions de fiabilité à l’échelle régionale. À partir de
l’information présentée, les points ci-après peuvent être formulés :
Au Canada, les cadres de gestion de la fiabilité évoluent différemment les uns des autres.
Au Canada, l’industrie de l’électricité a toujours évolué en fonction des frontières provinciales, avec la
participation fédérale pour ce qui est des échanges et des lignes électriques internationales. En ce qui
a trait aux attributions des gouvernements provinciaux et territoriaux, des organismes de
réglementation et des participants au marché, les cadres de gestion de la fiabilité varient d’une
province à l’autre en termes de régime et de portée de la surveillance. Au fur et à mesure que les
marchés se développent une fois restructurés, et que les politiques provinciales sont modifiées, les
responsabilités en matière de fiabilité ont tendance à évoluer elles aussi. Les provinces renforcent
leurs méthodes d’assurance de la fiabilité sous forme de dispositions législatives qui obligent les
services publics à fournir de l’électricité sur laquelle le consommateur peut compter.
La restructuration est à l’origine de possibilités, mais aussi de contraintes, pour le maintien de
la fiabilité.
Dans un marché restructuré, plusieurs aspects de la gestion et de la surveillance de la fiabilité
deviennent plus complexes, car le nombre de participants croît et les responsabilités quant à la fiabilité
sont partagées par plusieurs entités. À ce jour, la réalisation de la restructuration a à la fois facilité et
entravé la fiabilité. Par exemple, après l’introduction de la concurrence dans le secteur de la
production en Alberta, l’investissement dans la capacité de production a augmenté. Par contre, dans la
plupart des marchés restructurés, l’investissement destiné à la capacité de transport a reculé dans
les priorités.
Les attentes en matière de fiabilité sont variables.
Une enquête menée récemment par l’Association canadienne de l’électricité révèle que les réseaux de
distribution du Canada étaient disponibles à 99,95 % du temps. Les attentes à propos de ce que
constitue un degré de fiabilité acceptable varient toutefois selon les secteurs de consommation et les
régions. Par exemple, en ce qui concerne les consommateurs industriels, ainsi qu’un nombre croissant
de clients des secteurs commercial et résidentiel, un bon rendement en matière de fiabilité se mesure
par la continuité du service et la qualité de la puissance telle que le réglage adéquat de la tension.
L’enjeu, pour l’industrie, les gouvernements et les organismes de réglementation, est d’établir le degré
optimal de fiabilité compte tenu d’exigences diverses.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
55
Le rendement en matière de fiabilité est mesurable.
Le rendement de la fiabilité peut être évalué selon le secteur de la production, du transport ou de la
distribution ou encore en prenant le réseau dans son ensemble. L’industrie a mis au point plusieurs
mesures du rendement en matière de fiabilité, dont la plus courante porte sur la durée et la fréquence
des interruptions de service. Plusieurs services publics ont créé des indicateurs de rendement
supplémentaires pour satisfaire aux exigences de fiabilité particulières à leur province. Les
gouvernements et les organismes de réglementation ont généralement accès aux données sur la
fiabilité des services publics, mais les données communiquées au public varient d’une province à
l’autre. Même si certaines de ces données sont de nature délicate, sur le plan commercial ou autre, le
public souhaite une plus grande transparence et un accès plus ouvert à ces renseignements. De plus le
Rapport final sur la panne du 14 août 2003 souligne le besoin d’établir une source indépendante de
renseignements sur le rendement en matière de fiabilité, y compris des définitions et normes de
collecte de données uniformes.
La fiabilité a un coût.
Les investissements dans l’infrastructure et la technologie peuvent contribuer à rehausser la fiabilité;
toutefois, le coût pour fournir de l’électricité augmente en conséquence. Les investissements peuvent
avoir pour but de prévenir les pannes, de les contenir ou de restaurer le réseau. La composition des
modes de production, la charge produite et la configuration du réseau sont différentes pour chaque
réseau électrique, ce qui fait que les planificateurs doivent trouver la meilleure stratégie à adopter
pour gérer les risques de chaque réseau. Afin d’optimiser la rentabilité de ces investissements, les
planificateurs doivent en analyser les avantages en regard des coûts afin d’assurer qu’ils soient justifiés
sur le plan financier, du bien public et de l’environnement. Le défi qui se pose pour les services
publics et autres planificateurs est d’offrir un degré de fiabilité acceptable tout en maintenant des
tarifs raisonnables.
Les interconnexions contribuent à rehausser la fiabilité.
Dans des conditions d’exploitation normales, les interconnexions de réseaux électriques contribuent à
rehausser leur fiabilité et procurent des avantages commerciaux Ces connexions permettent aux
services publics d’électricité limitrophes d’optimiser l’utilisation de leurs ressources et de respecter les
exigences relatives aux réserves. L’électricité peut circuler là où elle est requise, soit pour prévenir des
perturbations des réseaux ou pour fournir de l’électricité à moindre coût. Toutefois, une perturbation
qui survient sur un réseau, lorsqu’elle est suffisamment grave, peut entraîner des conséquences pour
les réseaux adjacents et donc exposer un réseau local aux faiblesses du réseau régional auquel il est lié.
Tous s’entendent pour dire que les avantages l’emportent sur les risques éventuels, et la tendance dans
l’industrie favorise une plus grande interconnexion du réseau global.
La gestion de la consommation peut améliorer la fiabilité.
Les comportements et les actions des consommateurs, qui réduisent leur consommation globale
d’électricité et (ou) reportent leur consommation à des périodes creuses peuvent contribuer à
rehausser la fiabilité. Les initiatives de gestion de la consommation, telles que des programmes
d’économies d’énergie, peuvent contribuer au maintien de l’adéquation du réseau pour de longues
périodes en favorisant la répartition ou la réduction de la demande en énergie. Des initiatives de
réaction de la demande, telles que la tarification au compteur horaire, peuvent réduire les périodes de
pointe quotidiennes ou saisonnières de sorte que l’investissement nécessaire à l’ajout de capacité pour
desservir la population durant ces périodes serait évité. Afin d’améliorer les programmes de gestion de
la demande, il y a lieu de mettre au point des incitatifs appropriés qui susciteront une réaction efficace
des consommateurs.
56
APERÇU
A
N
N
E
X
E
U
N
S URVEILL ANCE DE L A FIABILITÉ DU
SERVICE D ’ ÉLECTRICTÉ À L’ ÉC HELLE
RÉGIONALE
Province ou
Régie
territoire
Loi principale
ColombieUtilities Commission Act, BC
British Columbia Utilities
Britannique
Hydro and Power Authority Act, Commission
Transmission Corporation Act
Membre d’un
Principale autorité de
conseil du
fiabilité
NERC
Interconnexions
BC Transmission Corporation oui
AB WA
Yukon
Loi sur les entreprises de service Régie des entreprises de service
public
public
Yukon Energy Corporation,
Yukon Electric Company Ltd.
non
aucune
Territoires du
Nord-Ouest
Loi sur la Société d’énergie des Régie des entreprises de service
public
Territoires du Nord-Ouest
Northwest Territories Power
Corporation
non
aucune
Nunavut
Quilliq Energy Corporation Act
Utility Rates Review Council (dont le Nunavut Power Corporation
rôle se limite à l’examen des
(filiale de Quilliq Energy
dépenses en capital et des tarifs) Corporation)
non
aucune
Alberta
Electric Utilities Act
Energy and Utilities Board de
l’Alberta
SaskPower relève du ministre.
L’examen des tarifs incombe au
Saskatchewan Rate Review Panel.
oui
BC SK
non
AB MB ND
oui
SK ON ND MN
Société indépendante de
gestion du marché de
l’électricité (SIGMÉ)
oui
QC MB NY MI MN
Hydro-Québec
(TransÉnergie)
Société d’énergie du
Nouveau-Brunswick
Maritime Electric Company
Limited
Nova Scotia Power Inc. (filiale
d’Emera)
Newfoundland and Labrador
Hydro, et Newfoundland
Power
oui
NF NB ON NE NY
oui
NS PEI QC ME
non
NB
oui
NB
non
QC
Saskatchewan Power Corporation Act, Crown
Corporations Act
Manitoba
Loi sur l’Hydro-Manitoba
Ontario
Loi de 1998 sur l’électricité, Loi Commission de l’énergie de
de 1998 sur la Commission de l’Ontario
l’énergie de l’Ontario
Québec
Loi sur la Régie de l’énergie
NouveauLoi sur l’électricité
Brunswick
Île-du-Prince- Electric Power Act
Édouard
Nouvelle-Écosse Utility and Review Board Act
Terre-Neuve et Newfoundland and Labrador
Labrador
Hydroelectric Corporation Act,
Public Utilities Act et Electric
Power Control Act 1994
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
Alberta Electric System
Operator
Saskatchewan Power
Corporation (SaskPower)
Régie des services publics (dont le Hydro-Manitoba
rôle se limite à l’examen des tarifs)
Régie de l’énergie
Commission des entreprises de
service public
Island Regulatory and Appeals
Commission
Nova Scotia Utility and Review
Board
Public Utilities Board
57
A
N
N
E
X
E
D
E
U
X
G LOSSAIRE
Accès au marché de détail
(Retail access) Possibilité pour les fournisseurs de vendre de
l’énergie, dont l’énergie électrique, directement aux
consommateurs dans un marché concurrentiel. Synonyme
d’accès direct.
Accès au marché de gros
(Wholesale Access) Possibilité pour un distributeur d’acheter
de l’électricité en gros à une variété de producteurs pour la
revendre au détail.
Adéquation
(Adequacy) Un des deux aspects fonctionnels de base servant
à déterminer la fiabilité des réseaux de production-transport
d’électricité, soit leur aptitude à répondre en tout temps à la
demande électrique globale et aux besoins énergétiques des
clients, compte tenu des interruptions programmées et des
pannes non programmées raisonnablement prévisibles des
divers éléments constituant les réseaux. Le second aspect de
base est la fiabilité d’exploitation (NERC).
CAIDI
(Customer Average Interruption Duration Index [CAIDI]) Indice
de durée moyenne des interruptions de service. Il s’agit d’un
des nombreux indicateurs de rendement des réseaux de
transport et de distribution. CAIDI indique la durée
moyenne des interruptions pendant une période donnée
(interruption de 1,8 heure en 2002, p. ex.).
Capacité
(Capacity) Quantité maximale de puissance qu’un appareil
peut produire, utiliser ou transférer, habituellement exprimée
en mégawatts.
Centrale thermique
(Thermal Plants) Centrale qui produit de l’électricité au
moyen d’une turbine à vapeur ou d’une turbine à combustion
alimentée par de l’énergie nucléaire, des combustibles
fossiles ou de la biomasse.
Charge de pointe
(Peak Load) Charge maximale consommée ou produite par
une unité ou un groupe d’unités durant une période donnée.
Charge garantie
(Firm load) Puissance ou capacité devant être disponible
durant toutes les périodes désignées au contrat visant la vente
de cette puissance.
58
APERÇU
Charge interruptible
(Interruptible Load) Puissance disponible aux termes d’un
contrat selon lequel les livraisons peuvent être réduites ou
interrompues au gré du fournisseur.
Congestion
(Congestion) Condition qui résulte lorsqu’un réseau de
transport ne peut exécuter toutes les opérations normales en
raison, par exemple, de contraintes découlant du manque de
capacité ou de questions de fiabilité.
Courant alternatif (CA)
(Alternating Current[AC]) Courant électrique périodique
bidirectionnel dont l’intensité moyenne est nulle. La quasitotalité des services publics d’électricité produisent de
l’électricité sous forme de courant alternatif parce qu’il est
facile de varier ses valeurs d’intensité.
Courant continu (CC)
(Direct Current - [DC]) Courant unidirectionnel constant ou
sensiblement constant.
Courant continu à
haute tension (CCHT)
(High Voltage Direct Current - [HVDC]) Courant employé
pour améliorer le transport d’électricité sur de longues
distances. Les pertes de courant continu à haute tension sont
beaucoup moins considérables sur de longues distances que
les pertes de courant alternatif.
Dégroupement
(Unbundling) Séparation des fonctions verticalement
intégrées des services publics en services distincts :
production, transport, distribution et énergie.
Dispositifs dynamiques de réseau
de transport à courant alternatif
(Flexible Alternating Current Transmission System Devices
[FACTS ou FACTS Devices]) Dispositifs variés utilisés pour
améliorer la régulation et la stabilité d’un réseau maillé. Ils
augmentent la capacité de diriger le débit de puissance et de
réagir très rapidement aux événements qui surviennent sur
un réseau, ce qui permet d’optimiser ses limites thermiques
pour ainsi améliorer l’efficacité du transport de l’électricité.
Distribution
(Distribution) Transfert de l’électricité au consommateur à
partir du réseau de transport.
Diversité
(Diversity) Écart de demande de pointe quotidienne ou
saisonnière d’une région à l’autre. Au Canada, la demande de
pointe survient normalement en hiver, tandis qu’elle se
produit en été dans certaines régions des États-Unis. La
diversité peut constituer un critère de négociation des
échanges.
Électricité patrimoniale
(Heritage Pool) Quantité d’énergie et capacité établies pour
les actifs de production existants à la suite de décisions prises
dans le cadre d’un mode de fonctionnement des marchés
antérieur. Cette électricité est généralement vendue sur le
marché à un prix fondé sur les coûts passés.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
59
Énergie verte
(Green Power) Énergie électrique dont la production est
considérée comme écologiquement moins nuisible que la
plupart des formes de production traditionnelles; elles est
généralement produite en conformité avec des normes
gouvernementales ou réglementaires, à partir de sources
telles que l’énergie éolienne ou hydroélectrique, les gaz
d’enfouissement et l’énergie solaire.
ERCOT
(Electric Reliability Council of Texas [ERCOT]) Conseil de
fiabilité du Texas. Une des trois grandes interconnexions
formant le réseau électrique nord-américain, il englobe la
majeure partie du Texas. Dans le contexte de la fiabilité du
service d’électricité, ERCOT est un des conseils régionaux
du NERC.
Exploitant indépendant de réseau (EIR) (Independent System Operator - ISO) Entité indépendante des
autres participants au marché de l’électricité (producteurs,
transporteurs et négociants) qui assure un accès non
discriminatoire au réseau de transport. L’EIR est responsable
de la surveillance et de la régulation du réseau de transport
en temps réel.
Fiabilité d’exploitation
(Operating Reliability) Un des deux aspects fonctionnels
servant à déterminer la fiabilité des réseaux de productiontransport d’électricité, soit leur aptitude à résister à des
perturbations soudaines telles que des courts-circuits
électriques ou des pannes non programmées des divers
éléments les constituant. Le second aspect de base est
l’adéquation (NERC).
Fiabilité
(Reliability) Niveau de rendement des divers éléments du
réseau de production-transport d’électricité fournissant
l’électricité aux clients selon les normes convenues et dans les
quantités désirées. On peut évaluer la fiabilité d’un réseau en
observant deux aspects fonctionnels de base de celui-ci : son
adéquation et sa fiabilité d’exploitation (NERC).
Gaz à effet de serre
(Greenhouse Gases) Gaz (p. ex. le dioxyde de carbone, le
méthane ou l’oxyde nitreux) qui contribue à l’effet de serre
de la planète, c’est-à-dire l’échauffement des couches
inférieures de l’atmosphère.
Gestion de la consommation (GC)
(Demand-Side Management - DSM) Mesures prises par un
service public qui se traduisent par un changement et (ou)
une réduction de la demande d’électricité. Elles peuvent
éliminer ou retarder les nouveaux investissements de capitaux
dans la production ou l’infrastructure d’approvisionnement
et améliorer l’efficience globale du réseau.
60
APERÇU
Indice de fiabilité
(Index of Reliability [IOR]) Un des nombreux indicateurs de
rendement des réseaux de transport et de distribution. Il
indique la période de temps relative pendant laquelle un
réseau est disponible, ou en mesure d’assurer des services,
pendant une période donnée (un chiffre de 0,9995 pour 2002
révélerait que le réseau a assuré des services pendant 99,95 %
de la période visée).
Interconnexion de l’Est
(Eastern Interconnection) Une des trois grandes
« interconnexions » formant le réseau électrique
nord-américain. Elle comprend les provinces situées à l’est
de l’Alberta, exception faite de Terre-Neuve, les États du
centre et de l’Est des États-Unis, une petite partie du Texas,
ainsi que les régions des États de l’Ouest qui ne sont pas
comprises dans l’Interconnexion de l’Ouest. Dans le contexte
de la fiabilité du service d’électricité, l’Interconnexion de
l’Est correspond aux zones de contrôle de huit conseils
régionaux de fiabilité du NERC (NPCC, ECAR, FRCC,
MAIN, MAPP, MAAC, SPP et SERC).
Interconnexion de l’Ouest
(Western Interconnection) Une des trois grandes
interconnexions formant le réseau électrique nord-américain.
Elle englobe la Colombie-Britannique et l’Alberta, la totalité
ou des parties des 13 États situés dans l’extrême ouest de la
zone continentale des États-Unis (à l’exception de l’Alaska),
ainsi qu’une petite partie du Texas et une zone située dans le
nord de la Baja California Norte, au Mexique. Dans le
contexte de la fiabilité du service d’électricité,
l’Interconnexion de l’Ouest correspond à la zone de contrôle
du WECC.
Intervention en matière
de puissance (IP)
(Demand Response - [DR]) Réduction de la consommation
d’électricité en raison de l’application d’un tarif de pointe, ou
à la requête de l’exploitant de réseau ou de l’entité qui
fournit la charge électrique.
Joule
(Joule) Unité d’énergie correspondant au travail
(déplacement d’énergie) effectué en une seconde par un
courant d’un ampère à différence de potentiel d’un volt. Un
watt est égal à un joule par seconde.
Kilowattheure
(Kilowatt hour) Unité de mesure de la consommation
d’énergie électrique. Il correspond à l’énergie requise pour
tenir allumées 10 ampoules de 100 watts durant une heure.
Libre-accès
(Open Access) Accès non discriminatoire aux lignes de
transport d’électricité.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
61
Marché au comptant
(Spot Market) Marché dans lequel l’achat et la vente ainsi que
la livraison de marchandises réelles ou d’instruments
financiers ont lieu immédiatement. S’oppose au marché à
terme, dans lequel les contrats sont exécutés à une date
ultérieure prédéterminée.
Marge de réserve
(Reserve Margin) Capacité disponible inutilisée d’un réseau
d’énergie électrique à charge de pointe, exprimée en tant que
pourcentage de la capacité totale.
Mesurage contraire
(Reverse Metering) Pour un consommateur d’électricité
capable de produire de l’énergie, action de soustraire de la
quantité qu’il a consommée et qu’il doit payer au distributeur
la quantité qu’il fournit au réseau.
Opérations de gros
(Wholesale Transactions) Opérations effectuées entre les
producteurs d’électricité et les revendeurs.
Organisation de transport
régionale (OTR)
(Regional Transmission Organisation) Groupe de propriétaires
et d’utilisateurs de réseaux de transport, ainsi que d’autres
entités, dont le but est de coordonner, avec l’autorisation de
la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) des
États-Unis, la planification (et l’extension), l’exploitation et
l’utilisation efficientes, sur une base régionale (et
interrégionale), de ces réseaux.
Pannes en cascade
(Cascading Blackout) Pertes incontrôlées et successives
d’éléments de réseau provoquées par un incident localisé.
Les pannes en cascades provoquent des interruptions de
service généralisées, dont il est impossible d’empêcher la
progression de proche en proche au-delà d’une zone
prédéterminée par des études appropriées.
Période creuse
(Off-Peak) Heures (par exemple, de 23 h à 7 h, du lundi au
vendredi et toute la journée le samedi et le dimanche) ou
autre période (saisonnière) durant lesquelles la demande
d’électricité est moins élevée.
Période de pointe
(On-peak) Heures (par exemple, de 7 h à 23 h, du lundi au
vendredi) ou autre période (saisonnière) durant lesquelles la
demande d’électricité est plus élevée.
Production
(Generation) Action de créer de l’énergie électrique par la
transformation d’une autre source d’énergie; quantité
d’énergie électrique produite.
62
APERÇU
Puissance réactive
(Reactive Power) Partie du courant électrique qui crée et
maintient les champs magnétiques et électriques du matériel
véhiculant un courant alternatif. Il faut fournir de la
puissance réactive à la plupart des équipements magnétiques,
comme les moteurs et les transformateurs. Cette puissance
doit aussi venir compenser les pertes réactives des
installations de transport. Elle influe directement sur la
tension du réseau électrique.
Rapport final sur la
panne du 14 août 2003
(Final Report on the August 14, 2003 Blackout) Rapport final
sur la panne du 14 août 2003 dans le nord-est des États-Unis et
au Canada, Causes et recommandations, Groupe de travail
États-Unis-Canada sur la panne de courant, avril 2004
Réciprocité ou Réciprocité d’accès
(Reciprocity ou Reciprocal Access) Termes désignant les
exigences de réciprocité de la FERC (ordonnance 888), selon
lesquelles les clients utilisant le réseau de transport d’une
entreprise quelconque selon un tarif d’accès non
discriminatoire doivent, en retour, lui donner libre-accès à
leurs réseaux de transport.
Réseau de production-transport
d’électricité
(Bulk Power System) Expression qui désigne généralement la
partie d’un réseau électrique qui comprend les installations
de production d’énergie et le réseau de transport haute
tension du courant.
Réseau électrique nord-américain
(North American Power Grid) Terme désignant le réseau de
lignes de transport à haute tension servant au transfert de
l’électricité entre les installations productrices et les centres de
distribution (en grande partie des entreprises de distribution et
de grandes sociétés industrielles). Le réseau est composé de
trois grandes interconnexions, communément appelées
l’Interconnexion de l’Ouest, l’Interconnexion de l’Est et
ERCOT qui, collectivement, comprennent la majeure partie
du Canada, la zone continentale des États-Unis (à l’exception
de l’Alaska), et une région située dans le nord de la Baja
California Norte, au Mexique. Les trois interconnexions sont
indépendantes les unes des autres sur le plan électrique,
c’est-à-dire qu’à l’intérieur de chaque interconnexion, on
« synchronise » les fréquences à CA, et on équilibre les
charges électriques et la production. Les interconnexions sont
reliées par des lignes à CC.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
63
Restructuration
(Restructuring) Réaménagement des monopoles de services
publics intégrés verticalement en des sociétés distinctes de
production, de transport et de distribution d’électricité.
Cette séparation des activités, ou dégroupement, vise à
promouvoir la concurrence entre les producteurs et à ouvrir
l’accès aux réseaux de transport et de distribution, pour ainsi
favoriser la concurrence dans les secteurs de
l’approvisionnement et de la commercialisation de
l’électricité.
SAIDI
(System Average Interruption Index [SAIDI]) Indice de durée
moyenne des interruptions de service. Il s’agit d’un des
nombreux indicateurs de rendement des réseaux de transport
et de distribution. Indique le nombre d’heures moyen
d’interruption de service par client (interruptions de
4,4 heures en 2002, p. ex.).
SAIFI
(System Average Interruption Frequency Index [SAIFI]) Indice
de fréquence moyenne des interruption de service. Il s’agit
d’un des nombreux indicateurs de rendement des réseaux de
transport et de distribution. Indique le nombre moyen
d’interruptions par client au cours d’une période donnée
(2,4 interruptions par abonné en 2002, p. ex.).
Secteur commercial
(Commercial Sector) Ensemble des établissements qui ne se
livrent pas à des activités de fabrication, notamment les
hôtels, les motels, les restaurants, les entreprises de gros, les
magasins de détail, les établissements de santé et
d’enseignement ainsi que les institutions sociales.
Secteur industriel
(Industrial Sector) Se dit en général de l’ensemble des
entreprises de fabrication, de construction, d’exploitation
minière, d’agriculture, de pêche et de foresterie.
Secteur résidentiel
(Residential Sector) Ensemble des ménages qui consomment
de l’énergie principalement pour le chauffage des locaux ou
de l’eau, la climatisation, l’éclairage, la réfrigération ou la
cuisson des aliments et le séchage des vêtements.
Service public
(Utility) Entité qui détient et exploite un réseau électrique et
à qui obligation est faite de fournir de l’électricité à tous les
consommateurs finals qui en font la demande.
Service public à intégration verticale
(Vertically-Integrated Utility) Service public qui cumule des
fonctions de production, de transport et de distribution.
64
APERÇU
Services complémentaires
(Ancillary Services) Fonctions requises pour assurer
l’exploitation fiable d’un réseau de production-transport
d’électricité. Assumées par l’exploitant de réseau, ces
fonctions regroupent divers types de services, notamment la
régulation de la fréquence et de la tension, la surveillance de
la charge, la rotation des réserves et la coordination de la
capacité de départ à zéro.
Tarif
(Tarif) Ensemble des modalités en vertu desquelles un service
ou un produit est fourni, y compris les tarifs ou frais que
l’utilisateur doit payer. Le tarif est habituellement proposé
par le fournisseur du service ou du produit et est assujetti à
l’approbation de l’organisme ou des organismes de
réglementation compétents.
Tarif (prix)
(Rate) Prix d’un produit ou service. Le tarif est soit assujetti à
l’approbation d’un organisme de réglementation, soit établi
par les forces du marché.
Tarif de transport
(Transmission Tariff) Frais qui ont été autorisés pour la
prestation et l’utilisation des services de transport.
Tarification au compteur horaire
(Time-of-Use-Rates) Prix établi en fonction des périodes de la
journée où l’électricité est réellement utilisée. L’électricité
consommée durant les heures creuses ou lorsque la demande
est faible peut donc être facturée à un prix moins élevé.
L’électricité utilisée durant les heures de pointe coûte plus
cher au consommateur.
Transport
(Transmission) Déplacement ou transfert d’énergie électrique
au moyen de lignes interconnectées et d’équipements
auxiliaires entre les points d’origine de l’approvisionnement
et les points de conversion pour livraison aux consommateurs
ou à d’autres réseaux électriques. Le transport se termine au
moment où l’énergie est convertie pour les besoins de
distribution.
OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE
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