Communication de renseignements sur la fiabilité du service d’électricité

Communication de renseignements sur la fiabilité du service d’électricité
Communication de renseignements
sur la fiabilité du service d’électricité
par les entités canadiennes
Objet : Recommandation 10 du rapport du
Groupe de travail Canada – États-Unis sur la
panne de courant
Août 2007
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Table des matières
Table des matières................................................................................................................ i
Sigles et abréviations .......................................................................................................... ii
Avant-propos...................................................................................................................... iii
Résumé............................................................................................................................... iv
1.
Introduction............................................................................................................. 1
2.
Communication de renseignements sur la fiabilité du service d’électricité par les
entités canadiennes – Situation actuelle.................................................................. 2
2.1
Gouvernement fédéral................................................................................. 2
2.2
Gouvernements provinciaux ....................................................................... 3
2.3
Association canadienne de l’électricité (ACÉ) ........................................... 3
2.4
Exigences de la NERC en matière de communication de renseignements. 4
3.
Évaluation de la communication de renseignements à l’heure actuelle et lacunes à
l’égard de l’information fournie sur le rendement en matière de fiabilité............ 11
4.
Conclusions........................................................................................................... 13
Annexe 1 – Régions de la NERC...................................................................................... 14
Annexe 2 – Renseignements exigés pour les évaluations de fiabilité de la NERC .......... 15
Annexe 3 – Reliability Information Dashboard de la NERC ........................................... 19
Annexe 4 – Communication de données régionales par les entités canadiennes dans le
cadre des normes de la NERC....................................................................... 20
Annexe 5 – Glossaire ........................................................................................................ 21
i
Sigles et abréviations
AB
ACÉ
AESO
ANSI
BCTC
CAIDI
CB
CC
CCHT
EIA
EIR
ERNB
FERC
kV
MB
MRO
MW
NERC
NPCC
OFR
OFSÉ
ON
ONÉ
OTR
QC
RNCan
SAIDI
SAIFI
SIERÉ
SK
TADS
U.S. DOE
WECC
Alberta
Association canadienne de l’électricité
Alberta Electric System Operator
American National Standards Institute
British Columbia Transmission Corporation
Indice de durée moyenne des interruptions de service
touchant les consommateurs
Colombie-Britannique
courant coutinu
courant continu à haute tension
Energy Information Administration
Exploitant indépendant de réseau
Exploitant de réseau du Nouveau-Brunswick
Federal Energy Regulatory Commission
kilovolt
Manitoba
Midwest Reliability Organization
mégawatt
North American Electric Reliability Corporation
Northeast Power Coordinating Council
Organisation de fiabilité régionale
Organisation de fiabilité du service d’électricité (NERC)
Ontario
Office national de l’énergie
Organisation de transport régionale
Québec
Ressources naturelles Canada
Indice de durée moyenne des interruptions de service touchant le réseau
Indice de fréquence moyenne des interruptions de service
touchant le réseau
Société indépendante d’exploitation du réseau électrique (Ontario)
Saskatchewan
Transmission availability Data Systems
département de l’Énergie des États-Unis
Western Electricity Coordinating Council
ii
Avant-propos
Le présent rapport est produit dans le contexte des recommandations du Groupe de travail
Canada – États-Unis sur la panne de courant, plus précisément de sa recommandation 10.
Le Rapport final sur la mise en œuvre des recommandations du Groupe de travail de
septembre 2006 (rapport final) précisait ce qui suit : « Au Canada, l’ONÉ a accepté de
rédiger un rapport décrivant la collecte des données de fiabilité, les méthodologies
appliquées et les écarts ou difficultés qui peuvent éventuellement survenir pendant la
collecte de l’information ». L’ONÉ remplit ici son engagement.
Nous tenons à souligner la collaboration des entités et des personnes ayant fourni de
l’information pour la production de ce rapport, en particulier la NERC, ses organisations
de fiabilité régionales, ainsi que les membres du personnel de la NERC et de ses
organisations.
iii
Résumé
Le 14 août 2003, une panne d’électricité a touché une cinquantaine de millions de
personnes en Ontario ainsi qu’en certaines régions du Nord-Est des États-Unis et du
Midwest américain. Dans son rapport d’avril 2004 traitant des causes de cette panne, le
Groupe de travail Canada – États-Unis sur la panne de courant a présenté
46 recommandations visant à assurer la fiabilité du réseau nord-américain de productiontransport d’électricité au cours des années à venir. La recommandation 10 a cerné le
besoin de produire de l’information qui permettrait de surveiller le rendement en matière
de fiabilité. Le rapport final précisait, dans le contexte de la recommandation 10, qu’au
Canada, l’ONÉ rédigerait un rapport décrivant la collecte des données de fiabilité, les
méthodologies appliquées et les écarts ou difficultés qui peuvent éventuellement survenir
pendant la collecte de l’information. Le rapport final précisait que la mise en œuvre
intégrale de la recommandation 10 nécessiterait une attention soutenue de la part des
organismes gouvernementaux au cours des prochaines années 1 .
Le présent rapport permet à l’ONÉ de remplir l’engagement pris dans le rapport final en
ce qui a trait à la recommandation 10. Il y est indiqué qu’une somme substantielle de
données sur la fiabilité sont actuellement transmises aux provinces, à l’ACÉ et à la
NERC par les entités canadiennes (p. ex., services publics d’électricité intégrés, sociétés
indépendantes de transport et de production ainsi qu’exploitants de réseaux). La
communication des renseignements par ces entités à la NERC, en plus de s’inscrire dans
le mandat de cette dernière à l’effet qu’elle doit mettre en œuvre et faire respecter des
normes de fiabilité obligatoires, a l’avantage d’uniformiser cette communication pour les
entités canadiennes et américaines qui, collectivement, pèsent lourd dans la balance de la
fiabilité des réseaux de production-transport d’électricité interconnectés au Canada et aux
États-Unis.
Peut-être la lacune la plus importante à l’heure actuelle est qu’il existe peu d’information
facilement accessible au sujet des tendances du rendement du réseau de productiontransport d’électricité en matière de fiabilité au Canada, et même aux États-Unis. Ce n’est
pas que de tels renseignements ou données ne soient pas communiqués, mais plutôt, ils ne
sont pas mis à la connaissance du grand public. La compilation d’information sur le
rendement en matière de fiabilité permettrait d’évaluer des tendances, ce qui pourrait être
utile à l’industrie, aux organismes de réglementation, aux décideurs et au public.
À ce jour, l’information sur la fiabilité accumulée par la NERC a surtout porté sur le
respect des normes de fiabilité, ce qui n’est pas nécessairement indicateur des tendances
de rendement. La surveillance directe du rendement en matière de fiabilité - que ce soit
au moyen de l’élaboration systématique d’indicateurs normalisés comme la fréquence et
la durée des interruptions de service sur le réseau de transport, les tendances à l’égard des
marges de réserve et les incidences des infractions commises pour ce qui est du respect
des normes - pourrait donner une idée du degré d’efficacité de la NERC et de l’industrie
de l’électricité lorsqu’il s’agit d’améliorer la fiabilité, ainsi que des répercussions des
mesures prises lorsque des problèmes sont repérés. Les récentes initiatives mises de
1
Groupe de travail Canada – États-Unis sur la panne de courant, Rapport final sur la mise en œuvre
des recommandations du Groupe de travail, septembre 2006, p. 16
iv
l’avant par la NERC, notamment la mise au point d’un système de données à l’égard de
la disponibilité du service de transport d’électricité (TADS) ainsi que de son Information
Reliability Dashboard, vont résolument dans ce sens.
Le présent rapport conclut que depuis la publication du rapport sur les causes de la panne
d’août 2003, des étapes importantes ont été franchies en vue de l’amélioration de la
fiabilité du réseau de production-transport d’électricité nord-américain, la principale
mesure adoptée en ce sens étant la mise en œuvre de normes de fiabilité obligatoires sur
l’électricité. La mise sur pied d’une source indépendante de renseignements sur le
rendement en matière de fiabilité n’a pas progressé aussi rapidement. Cependant, les
efforts déployés jusqu’ici par la NERC, qui est reconnue par les États-Unis et les
compétences canadiennes comme étant l’organisation de fiabilité du service d’électricité,
semblent dirigés dans ce sens. Par conséquent, l’ONÉ n’estime pas nécessaire ni justifié à
l’heure actuelle qu’une autre source indépendante de renseignements sur la fiabilité soit
mise sur pied au Canada.
v
1.
Introduction
Le 14 août 2003, une panne d’électricité a touché une cinquantaine de millions de
personnes en Ontario ainsi qu’en certaines régions du Nord-Est des États-Unis et du
Midwest américain. Après l’interruption initiale, des secteurs sont demeurés privés
d’électricité ou en ont été approvisionnés par intermittence pendant une période qui a
parfois atteint une semaine. Dans le rapport de 2004 traitant de cette question, le Groupe
de travail Canada – États-Unis sur la panne de courant (groupe de travail) a présenté
46 recommandations visant à assurer la fiabilité du réseau nord-américain de productiontransport d’électricité au cours des années à venir. Au nombre de ses recommandations
sur les questions d’ordre institutionnel, le groupe de travail a cerné le besoin de produire
de l’information qui permettrait de surveiller le rendement en matière de fiabilité. La
recommandation 10 se lit comme suit :
« 10. Établir une source indépendante de renseignements sur le
rendement de la fiabilité. »
« L’administration de l’information sur l’énergie (EIA) du département
américain de l’Énergie (DOE), en collaboration avec d’autres organismes
et sources de données (FERC, organismes gouvernementaux canadiens
appropriés, NERC, ERT, exploitants indépendants de réseaux (EIR),
conseils régionaux, exploitants de ligne de transport et producteurs
d’électricité), doit établir des définitions et des normes de collecte de
renseignements communes. S’il est possible de trouver les ressources
nécessaires, l’EIA doit élargir ses activités courantes pour y ajouter
l’information sur les performances en matière de fiabilité 2 . »
La recommandation 10 se rapporte aux données sur la fiabilité à l’égard du réseau de
production-transport d’électricité, soit les centrales et les lignes de transport qui
composent le réseau interconnecté. Elle ne porte donc pas sur l’information pertinente
aux réseaux locaux de distribution, « le point névralgique » pour la plupart des
consommateurs. Néanmoins, le rendement du réseau de production-transport d’électricité
constitue un facteur précurseur lorsqu’il s’agit d’établir en dernier ressort le degré de
fiabilité, surtout dans un contexte de prévention des pannes en cascade, comme ce fut le
cas en août 2003.
Dans le rapport final, la recommandation 10 a donné lieu aux remarques suivantes :
« Aux États-Unis, deux rapports récemment parrainés par le gouvernement
ont insisté sur la nécessité de systématiser la collecte, l’analyse et la
publication des données de fiabilité. La FERC, le DOE, l’Energy
2
Groupe de travail Canada – États-Unis sur la panne du 14 août – Causes et recommandations,
avril 2004, pp. 1, 159, 166. Le groupe de travail a présenté ses recommandations en fonction de
trois groupes distincts : Groupe I. Questions d’ordre institutionnel relatives à la fiabilité;
Groupe II. Mesures à prendre pour appuyer et renforcer les initiatives du NERC du 10 février
2004; Groupe III. Sécurité physique et cybernétique des réseaux de production-transport
d’électricité en Amérique du Nord.
1
Information Administration (EIA) et le NERC doivent décider d’un
commun accord qui doit être chargé de faire la collecte de certaines
catégories de données et quelles organisations devraient publier
périodiquement des analyses de données de fiabilité. »
« Au Canada, l’ONÉ a accepté de rédiger un rapport décrivant la collecte
des données de fiabilité, les méthodologies appliquées et les écarts ou
difficultés qui peuvent éventuellement survenir pendant la collecte de
l’information. »
Le rapport final précise en outre que la mise en œuvre intégrale de la recommandation 10
nécessitera une attention soutenue de la part des organismes gouvernementaux au cours
des prochaines années 3 .
Le présent rapport permet à l’ONÉ de remplir l’engagement pris dans le rapport final en
ce qui a trait à la recommandation 10. Un des principaux objectifs consiste à décrire le
type de données sur la fiabilité actuellement produites par les entités canadiennes (p. ex.,
services publics d’électricité intégrés, sociétés indépendantes de transport et de
production ainsi qu’exploitants de réseaux), ce qui est fait dans la partie 2. La partie 3,
elle, évalue l’information et les lacunes existantes dans le contexte de la
recommandation 10. Les conclusions sont présentées dans la partie 4.
Ce rapport n’a pas pour but d’évaluer les tendances actuelles ou récentes au chapitre de la
fiabilité du service d’électricité. Cependant, les renseignements soumis ici, dans leur
forme actuelle ou après y avoir apporté certaines variations, pourraient servir à cette fin.
2.
Communication de renseignements sur la fiabilité du service
d’électricité par les entités canadiennes – Situation actuelle
Cette partie traite de la communication de renseignements sur la fiabilité du service
d’électricité par les entités canadiennes aux gouvernements fédéral et provinciaux, à
l’ACÉ et à la NERC.
2.1
Gouvernement fédéral
Il n’existe pas, à l’heure actuelle, d’exigences au chapitre de la communication de
renseignements au gouvernement fédéral, sur la fiabilité du service d’électricité. Les
services publics d’électricité communiquent à Statistique Canada de l’information à
l’égard de certains aspects opérationnels et financiers de l’industrie électrique. Statistique
Canada pourrait élargir la portée de ses enquêtes ou élaborer de nouveaux questionnaires
afin de recueillir de l’information sur la fiabilité.
3
Groupe de travail Canada – États-Unis sur la panne de courant, Rapport final sur la mise en œuvre
des recommandations du Groupe de travail de septembre 2006, p. 16. Dans le cas des deux
rapports aux États-Unis, le premier est intitulé Electricity Transmission in a Restructured
Industry: Data Needs for Public Policy Analysis, DOE, décembre 2004, tandis que le second porte
sur les paramètres de fiabilité utilisés par des sociétés représentatives de transport d’électricité aux
États-Unis (par le Lawrence B. Berkeley Laboratory et prévu pour juin 2007).
2
En vue de la conception de nouveaux sondages, il faudrait consulter les parties prenantes
visées, notamment les représentants de l’industrie, les organismes de réglementation et
les décideurs, afin de circonscrire avec précision les données à obtenir, le degré de détail
à atteindre au niveau régional, de même que la fréquence des rapports et des publications
à produire. Il pourrait aussi être nécessaire de se pencher sur des questions associées au
besoin et à la pertinence de communiquer des renseignements pour l’ensemble du pays,
compte tenu du fait que les réseaux électriques du Canada sont en grande partie de
compétence provinciale. En supposant que des exigences relatives à la communication de
l’information puissent être cernées et normalisées pour l’ensemble des provinces, la mise
en œuvre d’une nouvelle enquête pourrait prendre plusieurs années 4 .
2.2
Gouvernements provinciaux
Il existe certaines exigences, imposées aux entités s’occupant de production et de
transport d’électricité, à l’égard de la communication de renseignements sur la fiabilité à
l’intention des gouvernements provinciaux et plus directement destinés aux organismes
de réglementation des provinces. Toutefois, l’uniformité est mince entre les provinces sur
la façon de transmettre l’information ainsi qu’en ce qui a trait à la quantité de
renseignements facilement accessibles au grand public 5 . Plusieurs services publics
intégrés présentent des indices sur la fiabilité d’ensemble au niveau des consommateurs
(p. ex., dans leurs rapports annuels), mais peu d’information sur le rendement du réseau
de production-transport d’électricité. En Ontario, là où les services de transport, de
production et de distribution ont été dégroupés, les règles du marché et le code du réseau
de transport de la SIERÉ exigent que Hydro One, la principale société de transport de la
province, fournisse régulièrement des données sur la fiabilité. Ces données comprennent
notamment de l’information sur les variations de tension, le papillotement (qualité de
l’électricité), les avis d’interruption de service, les situations d’urgence et le rendement
du réseau aux points de livraison aux consommateurs. La BCTC, principale société de
transport en Colombie-Britannique, fait état de renseignements portant entre autres
choses sur la gestion des réserves, le contrôle de la tension, la gestion des interruptions de
service (programmées ou non) et l’acheminement de l’électricité.
2.3
Association canadienne de l’électricité (ACÉ)
Les membres de l’ACÉ fournissent à celle-ci de l’information sur la fiabilité qu’elle
regroupe pour diffusion par la voie de trois publications annuelles.
Un rapport sur les interruptions de service inévitables du matériel de transport comprend
des renseignements sur le nombre d’interruptions et leur durée pour les lignes de
transport, les batteries de transformateurs et les autres grands éléments de transport. La
version de 2004 de ce rapport (publiée en 2006) porte sur la période de cinq ans terminée
4
5
D’après des échanges avec du personnel de Statistique Canada.
Est principalement décrit ici le résultat de recherches sur les sites Web des organismes de
réglementation provinciaux, avec greffe d’observations tirées du rapport de l’ONÉ intitulé
Aperçu des cadres de gestion de la fiabilité du service d’électricité au Canada, juin 2004
(p. ex., pp. 4, 55).
3
en 2004 6 . Les données sont présentées à l’échelle nationale pour les services publics
membres de l’ACÉ, à l’intérieur des paramètres du système d’information de cette
dernière sur la fiabilité du matériel. Les services publics qui fournissent de l’information
obtiennent, outre les données à l’échelle nationale, le détail des renseignements sur
chacun des participants.
Un rapport sur l’état des installations de production renferme des données sur plus de
850 centrales au Canada, notamment sur la distribution de ces centrales selon leur âge et
leur production maximale continue, en plus d’un résumé sur les types de centrales en
place et leurs antécédents d’exploitation. Sont aussi énumérées dans ce rapport les cinq
principales causes d’interruption de service et les dix centrales les plus performantes de
l’année. Des détails sont présentés au sujet des facteurs d’exploitation par centrale et type
de combustible, au même titre que des statistiques sur les interruptions de service et leurs
causes 7 .
Un rapport sur le rendement des réseaux de distribution procure des données historiques
s’échelonnant sur les cinq ou six dernières années, en plus de présenter les indices SAIDI,
SAIFI et CAIDI, relativement bien connus, qui mesurent la durée et la fréquence des
interruptions de service touchant le réseau ou les consommateurs 8 . Par ailleurs, le rapport
produit un indice annuel de la fiabilité d’ensemble du réseau de distribution. Les données
sont celles pour les services publics membres de l’ACÉ, qui représentent la presque
totalité de la distribution d’électricité au Canada. Elles sont proposées au grand public
après regroupement à l’échelle nationale. Le détail des renseignements sur les
participants est remis aux services publics qui fournissent de l’information. Certaines
comparaisons internationales sont également incluses 9 .
2.4
Exigences de la NERC en matière de communication de renseignements
Contexte
Pour le moment, la NERC est composée de huit organisations de fiabilité régionales
(OFR) réparties au Canada, aux États-Unis et dans l’État de la Baja California Norte au
Mexique (annexe 1).
C’est le 1er janvier 2007, que la NERC a remplacé le North American Electricity Council,
dont elle a assumé les responsabilités au chapitre de la fiabilité du service d’électricité, et
6
7
8
9
2004 Forced Outage Performance of Transmission Equipment, For the Period January 1, 2000 to
December 31, 2004, ACÉ, 2006.
Rapport annuel 2005 sur les équipements de production, ACÉ, juillet 2007.
L’indice SAIDI est celui de la durée moyenne des interruptions de service touchant le réseau
(nombre d’heures d’interruption par consommateur au cours d’une année donnée). L’indice SAIFI
est celui de la fréquence moyenne des interruptions de service touchant le réseau (nombre
d’interruptions par consommateur au cours d’une année donnée). L’indice CAIFI est celui de la
durée moyenne des interruptions de service touchant les consommateurs (nombre d’heures par
interruption au cours d’une année donnée).
Rapport annuel 2005 sur la continuité du service des réseaux de distribution des entreprises
d’électricité, version mixte, septembre 2006, ACÉ.
4
qu’elle a commencé à jouer le rôle d’OFSE 10 . Il incombe à la NERC de mettre en œuvre
des normes de fiabilité obligatoires. Elle est assujettie au régime de surveillance
réglementaire de la FERC, aux Etats-Unis, et est reconnue par l’ONÉ et les autorités
provinciales compétentes au Canada. La différence fondamentale entre la NERC
d’aujourd’hui et l’organisation précédente est qu’auparavant, le respect des normes de
fiabilité était en grande partie volontaire, même s’il était assujetti à la « pression des
pairs ».
« La NERC a comme mission d’améliorer la fiabilité et la sécurité du réseau nordaméricain de production-transport d’électricité. Pour y parvenir, elle définit des normes
de fiabilité qu’elle met en application, surveille le réseau de production-transport
d’électricité, en évalue l’adéquation future, vérifie le degré de préparation des
propriétaires, exploitants et utilisateurs en plus de former le personnel de l’industrie. La
NERC est une organisation autoréglementée qui s’appuie sur l’expertise collective variée
des participants de l’industrie 11 . »
Dans la logique de cette mission, les entités canadiennes, au même titre que leurs
contreparties américaines et mexicaines, depuis nombre d’années transmettent des
renseignements sur la fiabilité à la NERC. Plus précisément, les entités déclarantes
fournissent l’information à leur OFR respective qui, à son tour, l’achemine au siège de la
NERC, à Princeton, au New Jersey. Le bref survol des activités de la NERC qui suit,
lorsqu’il s’agit d’élaborer des normes de fiabilité et de s’assurer de leur respect, vise à
donner une idée de la portée et de l’importance des renseignements qui lui sont
communiqués.
Normes de fiabilité
Les normes de fiabilité actuelles de la NERC se répartissent en 12 catégories. De façon
générale, ces normes servent à mesurer le fonctionnement du réseau en temps réel, soit
« la fiabilité de l’exploitation », ainsi qu’à évaluer la croissance prévue à plus long terme
aux chapitres de la production d’électricité et de son transport en fonction de la
croissance attendue de la charge (demande), c’est-à-dire « l’adéquation de la
ressource » 12 .
Les 12 catégories des normes en question sont :
•
•
•
•
Équilibre entre la ressource et la demande (BAL)
Protection de l’infrastructure critique (CIP)
Communications (COM)
Protection civile et opérations d’urgence (EOP)
10
Par « NERC » il faut entendre à la fois la North American Electric Reliability Corporation (depuis
le 1er janvier 2007) et le North American Electric Reliability Council qu’elle a remplacé.
www.nerc.com.
La NERC a suivi le processus de l’American National Standards Institute pour élaborer ses
normes. Deux des critères essentiels à la création de normes de fiabilité obligatoires, faisant l’objet
de sanctions pécuniaires dans les cas de non-respect, sont la clarté et le caractère mesurable.
11
12
5
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Conception des installations, raccordements et entretien (FAC)
Points d’interconnexion, ordonnancement et coordination (INT)
Fiabilité des interconnexions – exploitation et coordination (IRO)
Modélisation, données et analyse (MOD)
Attestation des organisations (ORG)
Rendement individuel, formation et compétences (PER)
Protection et contrôle (PRC)
Activités de transport (TOP)
Planification du transport (TPL)
Tension et réactivité (VAR)
Au milieu de 2006, la NERC comptait 107 normes à l’intérieur de ces catégories.
La surveillance du degré de conformité fait partie intégrante de la mise en œuvre des
normes et c’est pourquoi des renseignements doivent être communiqués régulièrement
par les participants au Canada et aux États-Unis. Les principaux outils dont la NERC
dispose en matière de surveillance de la fiabilité sont :
•
•
•
•
les rapports de conformité trimestriels et annuels;
les évaluations de la fiabilité en été/hiver et celles à long terme (10 ans);
les rapports sur les perturbations du réseau;
les vérifications de fiabilité (y compris les vérifications de l’état de préparation).
Rapports de conformité trimestriels et annuels
Ces rapports renferment des données et d’autres renseignements recueillis d’abord à
l’échelle régionale par les OFR, puis regroupés pour les publications trimestrielles et
annuelles sur le site Web de la NERC. En outre, les points saillants ont fait l’objet de
discussions à l’occasion des réunions des parties prenantes (maintenant le comité des
représentants des membres) et des réunions publiques du conseil d’administration de la
NERC.
Voici quelques exemples de données incluses dans le rapport annuel 2005 :
•
•
•
•
•
respect des normes de fiabilité, par région (conformité à 96 % en 2005);
infractions confirmées et degré de gravité (sur une échelle de 1 à 4, la note 4
représentant les infractions les plus graves);
compte-rendu d’aspects spécifiques des normes de fiabilité – dans le rapport de
2005, une attention particulière a été accordée aux interruptions de service de
transport attribuables à la végétation;
information complémentaire, notamment sur les progrès réalisés en rapport avec
la sécurité informatique et les vérifications des programmes de conformité à
l’échelle régionale;
progression au chapitre de la concrétisation des recommandations depuis le
rapport de l’année précédente.
6
La NERC a communiqué de l’information sur le degré de conformité à 40 normes en
2004 et à 44 en 2005 13 .
Les résultats régionaux en matière de conformité sont contrôlés par le personnel de la
NERC au moyen de vérifications périodiques des procédés utilisés par les OFR qui, à
leur tour, surveillent les entités qui communiquent des renseignements dans leurs régions
respectives 14 . En dernier ressort, le but visé par le programme de conformité est
d’améliorer la fiabilité en s’assurant de la conformité aux normes et en cernant les
secteurs où des améliorations sont requises avec mesures de suivi à l’appui.
Rapports d’évaluation de la fiabilité
Chaque année, la NERC publie des rapports sur les perspectives d’été et d’hiver en
matière d’adéquation de production et de transport, par région. De plus, elle publie un
rapport sur les perspectives à long terme pour les dix années à venir. Les différentes
parties de ces rapports sont préparées par les OFR, puis regroupées par la NERC afin
d’offrir un aperçu à l’échelle nord-américaine. Un des grands buts avoués de cette façon
de procéder est de cibler les régions où de nouvelles installations de transport et de
production pourraient être requises de manière que les marges de réserve ne tombent pas
sous les niveaux permettant d’assurer la fiabilité du service.
Voici quelques-unes des données requises pour ces rapports :
•
•
•
•
•
•
prévision des niveaux de pointe de la demande;
prévision des ressources capacitaires;
ajouts, retraits et reclassements d’installations de production;
ajouts, retraits et reclassements d’installations de transport;
exigences en matière de combustible;
dossiers sur des questions spécifiques.
Des détails à ce sujet sont fournis à l’annexe 2.
Communication de renseignements sur les perturbations 15
Les renseignements communiqués au sujet des perturbations du réseau sont contenus
dans une base de données gardée à jour par le groupe de travail d’analyse des
perturbations de la NERC. Cette base de données contient des renseignements sur les
grandes perturbations du réseau des services publics d’électricité faisant l’objet d’un
rapport au département américain de l’Énergie (DOE) et à la NERC. Le DOE exige des
services publics d’électricité qu’ils l’informent des situations d’urgence touchant le
13
14
15
NERC Compliance Enforcement Program – 2005 Program Summary Report, 31 juillet 2006. Ces
normes font l’objet d’une surveillance directe par la NERC. Les OFR font également rapport à la
NERC sur ces normes en plus d’assurer la surveillance pour d’autres.
Par exemple, voir le document du WECC du 30 novembre 2006 intitulé Compliance Enforcement
Program Audit.
Cette partie est un résumé des rapports sur les perturbations qui sont inclus dans le site Web de la
NERC au http://www.nerc.com/~dawg/.
7
réseau dans les cas d’interruptions du service d’électricité, de réductions de la tension,
d’actes de sabotage, de situations inhabituelles qui pourraient avoir une incidence sur la
fiabilité des réseaux de production-transport d’électricité et de problèmes liés aux
combustibles. Lorsqu’une situation d’urgence touche le réseau d’un service public
d’électricité, ce dernier envoie un exemplaire du rapport alors produit à son OFR,
laquelle en achemine à son tour une copie à la NERC. Souvent, les services publics
canadiens ont volontairement déposés des rapports sur les situations d’urgence auprès du
DOE et des OFR.
Depuis 1979, dans ses rapports intitulés System Disturbances, la NERC a publié ses
conclusions au sujet des perturbations du réseau de production-transport d’électricité, des
réductions de la demande et des situations inhabituelles. Au nombre des objectifs visés
par ces rapports, notons la mise en commun des expériences vécues et des leçons tirées
par les services publics nord-américains. Par ailleurs, ces rapports cherchent à établir si
les normes de fiabilité conviennent dans les conditions normales d’exploitation des
réseaux de production-transport d’électricité ou dans des situations d’urgence pouvant les
toucher 16 .
Vérifications de l’état de préparation
Les vérifications de l’état de préparation sont des vérifications distinctes de celles sur la
conformité effectuées par la NERC. Ces dernières cherchent à établir dans quelle mesure
les normes de fiabilité de la NERC sont respectées.
L’objet visé par les vérifications de l’état de préparation est de s’assurer que les
exploitants du réseau de production-transport d’électricité disposent des outils, des
procédés et des marches à suivre pour assurer la fiabilité de leurs activités. Les
vérifications aident les autorités responsables du maintien de l’équilibre, les exploitants
des installations de transport et les coordonnateurs de la fiabilité à cerner et à évaluer
leurs responsabilités respectives en matière de fiabilité, puis à voir dans quelle mesure
leurs activités vont dans le sens de ces responsabilités. La NERC se sert des résultats de
ces vérifications pour reconnaître les pratiques exemplaires et faire la promotion des
changements requis afin d’améliorer le rendement des diverses entités en matière de
fiabilité.
Récentes initiatives de la NERC
Dans le contexte de la communication de renseignements sur la conformité, la NERC
recueille une quantité substantielle d’information sur l’exploitation du réseau, notamment
des données en temps réel sur l’acheminement de l’électricité, sur les tensions et les
fréquences des réseaux d’alimentation, de même que sur la capacité de ces réseaux, à un
moment ou à un autre, de surmonter les situations d’urgence pouvant se présenter compte
tenu de la disponibilité des réserves de production et de la capacité de transport. Cette
information sert à l’élaboration du programme d’étalonnage et des paramètres de fiabilité
16
Les différentes situations font l’objet de rapports au fur et à mesure qu’elles surviennent et ces
rapports sont regroupés par année dans le site Web de la NERC au
ftp://www.nerc.com/pub/sys/all_updl/oc/dawg/disturb06.pdf .
8
de la NERC, ainsi qu’à la mise au point des indicateurs devant être affichés sur son
Reliability Information Dashboard (annexe 3) 17 .
Pour ce qui est des paramètres de rendement, la NERC a récemment mis au point un
système de données à l’égard de la disponibilité du service de transport
d’électricité (TADS) qui permettra de recueillir des données sur certains aspects tels la
fréquence et la durée des interruptions de service, le temps moyen qui s’écoule entre les
interruptions ou les pourcentages de disponibilité 18 . Sous réserve de l’approbation du
conseil d’administration de la NERC, le système en question devrait être mis en œuvre en
2008. La NERC publiera un rapport annuel à l’intention du grand public présentant les
résultats pour chaque OFR, ainsi qu’un rapport confidentiel destiné aux différents
propriétaires d’installations de transport d’électricité.
Dans une certaine mesure, ces initiatives visant l’élaboration de paramètres de rendement
sont motivées par le fait que l’OFSÉ doit se plier en dernier ressort aux demandes de la
FERC, qui exige notamment que la NERC lui fournisse périodiquement des rapports sur
le « degré de fiabilité de l’exploitation du réseau de production-transport d’électricité »
ainsi que des « évaluations de l’adéquation du réseau » 19 . Au-delà de ses propres rapports
d’évaluation de la fiabilité, la NERC s’est engagée à respecter ces exigences.
Communication de renseignements par les entités canadiennes aux OFR
En fonction de l’endroit où elles se trouvent, les entités canadiennes communiquent des
renseignements à l’une des trois organisations régionales suivantes de la NERC : le
NPCC pour les Maritimes, le Québec et l’Ontario, la MRO pour le Manitoba et la
Saskatchewan, et le WECC pour l’Alberta et la Colombie-Britannique. Selon la province,
les entités communiquant de tels renseignements peuvent être des sociétés de transport
d’électricité, des services publics intégrés ou des exploitants de réseaux. Les exigences à
l’égard des renseignements devant être communiqués à une OFR donnée sont les mêmes
pour les entités canadiennes et américaines.
Les entités communiquant des renseignements au NPCC comptent pour quelque 70 % de
la charge énergétique nette au Canada, comparativement à 22 % pour le WECC et à 8 %
pour la MRO 20 .
Le schéma suivant illustre les liens qui existent à l’égard de la présentation des rapports.
17
18
19
20
www.nerc.com. À partir du plan du site, sous la rubrique « NERC Fast Links », cliquer sur
Reliability Information Dashboard.
Rapport final du groupe de travail sur le système de données à l’égard de la disponibilité du
service de transport d’électricité, juin 2007. Le groupe de travail de 13 membres était présidé par
un représentant d’Hydro-Québec TransÉnergie et l’Association canadienne de l’électricité y était
aussi représentée.
Ordonnance 672 de la FERC, 3 février 2006, p. 307.
À l’échelle régionale, la charge énergétique nette est égale à la production de la région moins les
transferts d’électricité hors de la région plus ceux y entrant. Cette charge tient compte des pertes
encourues.
9
Communication de renseignements par les
entités canadiennes aux organisations de
fiabilité régionales et à la NERC
Entités
communiquant des
renseignements en
CB et en AB
Entités
communiquant des
renseignements au
MB et en SK
WECC
MRO
Entités communiquant
des renseignements en
ON, au QC et dans les
Maritimes
NPCC
Analyse de la NERC et communication de renseignements
(rapports de conformité trimestriels et annuels, évaluations
de la fiabilité, rapports sur les perturbations et analyse
ainsi que vérifications de fiabilité)
De manière à mieux comprendre le type de données que la NERC et les OFR recueillent
auprès de l’industrie, l’ONÉ a envoyé des demandes informelles aux trois organisations
régionales, afin de connaître :
•
•
•
le nom des entités canadiennes fournissant des renseignements;
les données/l’information requises;
la fréquence (p. ex., en temps réel, chaque mois, tous les trimestres, une fois l’an,
etc.).
Puisque les données sont principalement recueillies dans le respect des normes de
fiabilité, elles sont transmises en faisant état de la norme qui s’applique (annexe 4). Les
données et autres renseignements sont alors regroupés et analysés afin de produire les
rapports de conformité et autres dont il a été question plus haut. Les variations à l’égard
des renseignements communiqués selon les régions dépendent d’exigences
supplémentaires imposées à l’échelle régionale (p. ex., études spéciales) ou de différences
entre les divers programmes de conformité régionaux.
Les entités canadiennes qui, selon la région de la NERC, communiquent des
renseignements sont :
•
•
•
ERNB, Hydro-Québec TransÉnergie et la SIERÉ dans le cas du NPCC;
Hydro-Manitoba et SaskPower dans le cas de la MRO;
l’AESO et BCTC dans le cas du WECC.
Bref, l’exigence imposée aux entités canadiennes de communiquer des renseignements à
la NERC en est une de nature globale et uniforme d’un bout à l’autre du Canada.
10
3.
Évaluation de la communication de renseignements
à l’heure actuelle et lacunes à l’égard de l’information
fournie sur le rendement en matière de fiabilité
L’objet principal de la recommandation 10 est de constituer une source indépendante de
renseignements sur le rendement en matière de fiabilité et, par conséquent, il faudrait
établir des définitions communes ainsi que des normes de collecte de l’information.
Autrement, la recommandation 10 ne propose aucune orientation précise quant aux
données sur le rendement à surveiller, qu’il s’agisse d’indicateurs ou de mesures
spécifiques, ou encore des critères à respecter pour les définir. Compte tenu des
renseignements communiqués par les entités au Canada, il existe un certain nombre de
questions ou de points à considérer afin de favoriser l’évaluation de ces éléments selon
une perspective canadienne.
De quelle manière ces renseignements pourraient-ils être utilisés?
Pourquoi est-ce important?
Les renseignements sur le rendement en matière de fiabilité qui sont recueillis peuvent
servir à diverses fins, dont la surveillance élémentaire des tendances, qui peuvent donner
une idée du degré d’efficacité des normes de fiabilité ou de la mesure dans laquelle les
normes ont été mises en œuvre par l’industrie et la NERC. Il est également probable que
de tels renseignements seront utiles aux organismes de réglementation et aux décideurs.
Quelles sont les critères devant servir au choix des renseignements sur la fiabilité?
Il faut que les données et les autres renseignements soient accessibles, transparents,
vérifiables et uniformes dans le temps de façon à permettre l’analyse des tendances et
peut-être même des comparaisons entre les régions. Le besoin d’uniformité fait que les
données doivent être communiquées régulièrement et que les rapports doivent être
obligatoires, du moins que les données soient rendues disponibles dans une mesure fort
sûre. Il va de soi que ces données devraient être de nature globale, dans le sens qu’elles
devraient être complètes et représentatives des tendances dans l’industrie (en matière
de fiabilité).
Quels sont les renseignements actuellement communiqués?
Tel qu’il est précisé dans la partie 2, des renseignements substantiels sont communiqués à
l’ACÉ, aux provinces et à la NERC par les entités canadiennes au sujet de la fiabilité des
réseaux de production-transport d’électricité. La communication des renseignements par
ces entités à la NERC répond dans une large mesure aux critères susmentionnés et a
l’avantage d’uniformiser cette communication pour les entités canadiennes et américaines
qui, collectivement, pèsent lourd dans la balance de la fiabilité des réseaux de productiontransport d’électricité interconnectés au Canada et aux États-Unis.
Pour le moment, il n’est pas obligatoire, pour les entités canadiennes dans leur ensemble,
de communiquer des renseignements sur les normes de fiabilité et leur respect, sauf si les
organismes de réglementation provinciaux respectifs ont adopté les normes de la NERC
ou jusqu’à ce qu’ils le fassent. Les exigences relatives aux renseignements sur la fiabilité
11
imposées à la NERC par la FERC aux États-Unis ne lient pas non plus les entités
canadiennes, sauf encore une fois si elles ont été adoptées par les organismes de
réglementation au Canada. Dans la majeure partie des cas, en jetant un regard vers
l’avenir, il semble peu probable que les renseignements communiqués par les entités
canadiennes varieraient beaucoup, que les exigences à cet égard soient obligatoires ou
non, compte tenu de la collaboration manifestée depuis toujours dans le cadre de normes
volontaires et de l’intérêt qu’ont ces entités de maintenir de bonnes relations avec leurs
contreparties américaines à l’intérieur de leurs OFR respectives.
Quelles sont les écarts qui existent entre les renseignements actuellement
communiqués et ceux qui devraient l’être?
Peut-être la lacune la plus importante à l’heure actuelle est qu’il existe peu d’information
facilement accessible au sujet des tendances du rendement du réseau de productiontransport d’électricité en matière de fiabilité au Canada, et même aux États-Unis. Tel que
mentionné précédemment, ce n’est pas que de tels renseignements ou données ne soient
pas communiqués, mais plutôt, ils ne sont pas portés à la connaissance du grand public.
À ce jour, l’information sur la fiabilité accumulée par la NERC a surtout porté sur le
respect des normes de fiabilité, ce qui n’est pas nécessairement indicateur des tendances
de rendement. La surveillance directe du rendement en matière de fiabilité, que ce soit au
moyen de l’élaboration systématique d’indicateurs normalisés comme la fréquence et la
durée des interruptions de service sur le réseau de transport, les tendances à l’égard des
marges de réserve, les incidences des infractions commises pour ce qui est du respect des
normes, etc., pourrait donner une idée du degré d’efficacité de la NERC et de l’industrie
de l’électricité lorsqu’il s’agit d’améliorer la fiabilité, ainsi que des répercussions des
mesures prises lorsque des problèmes sont repérés. Il semble que le système de données à
l’égard de la disponibilité du service de transport d’électricité de la NERC ainsi que son
Information Reliability Dashboard vont résolument dans ce sens. Dans un tel contexte, la
surveillance du respect des normes de fiabilité pourrait fort bien devenir un indicateur de
choix de cette fiabilité en cela que défaut de s’y plier maintenant peut mener à des
problèmes de fiabilité futurs.
Source indépendante de renseignements sur la fiabilité
La recommandation 10 laisse à penser que la source indépendante de renseignements sur
la fiabilité serait un organisme gouvernemental, laissant entendre que l’EIA pourrait
s’acquitter de cette responsabilité aux États-Unis. Tel qu’il est indiqué dans la partie 2, en
y mettant le temps et les ressources nécessaires, Statistique Canada pourrait faire de
même au pays. Il semble toutefois que la plus grande partie des données requises, sinon
toutes, en vue de l’élaboration d’indicateurs de fiabilité sont déjà communiquées à la
NERC dans le contexte du respect des normes et des rapports produits à cet égard. Par
conséquent, il ne semble pas nécessaire d’établir une autre source d’information au
12
Canada. Le besoin éventuel d’information supplémentaire dépend de ce qui pourrait être
considéré comme des mesures de rendement appropriées 21 .
En outre, l’avantage de faire de la NERC la source d’information sur le rendement en
matière de fiabilité est qu’elle reçoit des renseignements d’un large éventail de parties
prenantes, notamment de l’industrie, des OFR, des organismes de réglementation, des
décideurs et du public. Toute préoccupation au sujet de l’indépendance de la NERC
semblerait non fondée compte tenu de la transparence suivant laquelle celle-ci assume ses
fonctions liées à la surveillance et aux rapports de conformité. Enfin, la NERC a un
processus en place visant à s’assurer de l’uniformité des définitions et des normes de
collecte de données. Il s’agit d’une considération importante du fait de la nature
interrégionale (transfrontalière et interprovinciale) de la fiabilité du service d’électricité.
4.
Conclusions
Depuis la publication, en avril 2004, du rapport sur les causes de la panne d’août 2003,
des étapes importantes ont été franchies en vue de l’amélioration de la fiabilité du réseau
de production-transport d’électricité nord-américain, la principale mesure adoptée en ce
sens étant l’élaboration et la mise en œuvre de normes de fiabilité obligatoires sur
l’électricité en 2007. La mise sur pied d’une source indépendante de renseignements sur
le rendement en matière de fiabilité n’a pas progressé aussi rapidement. Cependant, les
efforts déployés jusqu’ici par la NERC, qui est reconnue par les États-Unis et les
compétences canadiennes comme étant l’organisation de fiabilité du service d’électricité
(OFSE), semblent pointer dans ce sens. Selon l’ONÉ, il n’est pas nécessaire ni justifié, à
l’heure actuelle, qu’une autre source indépendante fournisse des renseignements sur la
fiabilité.
21
Une question sur laquelle le présent rapport ne s’est pas penché est la relation qui existe entre la
fiabilité du réseau et les investissements effectués. Il a souvent été relevé que les tendances en
matière d’investissements dans le réseau nord-américain de transport d’électricité n’ont pas été à
la mesure de la croissance de la demande, ce qui a été à l’origine de contraintes sur le réseau qui
en ont parfois compromis la fiabilité. Si le besoin de connaître le « rendement en matière
d’investissements » au chapitre du transport de l’électricité devait se manifester, il pourrait alors
être approprié de demander à Statistique Canada (qui recueille déjà des renseignements auprès des
sociétés publiques d’électricité canadiennes sur leurs dépenses en immobilisations et qui publie
ces données annuellement) de préciser quelle information est actuellement obtenue et les
changements éventuels qui pourraient alors s’imposer.
13
Annexe 1 – Régions de la NERC
WECC
MRO
NPCC
SPP
RFC
SERC
ERCOT
FRCC
Western Electricity Coordinating Council
Midwest Reliability Organization
Northeast Power Coordinating Council
Southwest Power Pool Inc.
Reliability First Corporation
Southeastern Electric Reliability Council
Electric Reliability Council of Texas
Florida Reliability Coordinating Council
14
Annexe 2 – Renseignements exigés pour les évaluations de fiabilité
de la NERC
I.
Évaluation en été/hiver
Données supplémentaires présentées au http://www.nerc.com/~filez/ras.html
A.
Données requises
•
Données réelles de l’année précédente
o
Mise à jour des données sur la production et le transport de l’année
précédente (été et hiver)
o
Niveaux de pointe réels de la demande à l’été/hiver précédent
o
Capacité de service réelle de l’été/hiver précédent (par mois)
•
Données prévues pour l’été/hiver à venir (seules les catégories principales sont
présentées, des sous-catégories supplémentaires sont précisées sur les
formulaires)
o
Prévision des niveaux de pointe de la demande
ƒ
Demande interne
ƒ
Demande en attente
ƒ
Gestion de la charge
ƒ
Demande interruptible
o
Prévision des ressources capacitaires
ƒ
Capacité non réservée
ƒ
Capacité réservée exploitable
ƒ
Capacité de production nette
ƒ
Total des achats de capacité
ƒ
Total des ventes de capacité
ƒ
Marge de capacité disponible
•
Ajouts, retraits et reclassements d’installations de production
o
Région, sous-région
o
Centrale
o
Variation en MW
o
Type de centrale
o
Type de combustible
o
Modification à la centrale
o
Date d’entrée en exploitation prévue
•
Ajouts, retraits et reclassements d’installations de transport
o
Région, sous-région
o
Installations
o
Longueur
o
Capacité
o
Tension
o
Type de modification
15
o
•
Date d’entrée en exploitation prévue
Capacités de transfert d’électricité supplémentaires en cas d’urgence
o
Capacités à destination ou en provenance de chaque région et sous-région
avec lesquelles il y a interconnexion
o
Valeurs de transfert de base à partir desquelles les capacités
supplémentaires sont établies
o
Calibre des connexions CCHT
Nota : Ces capacités peuvent être liées aux normes de fiabilité.
B.
Évaluation par écrit
•
Demande et énergie
Comprend : modifications à la demande de pointe et aux facteurs clés, aux
hypothèses sur les conditions météorologiques, aux ventes garanties, à la gestion
de la charge et à la demande interruptible
•
Évaluation des ressources
Comprend : modification aux marges de capacité/réserve projetées, aux
contrats/achats garantis, à l’adéquation des approvisionnements en combustible et
aux conditions prévues au chapitre de l’hydroélectricité
•
Évaluation du réseau de transport
Comprend : contraintes et modifications du réseau ainsi qu’études sur la capacité
de transport d’électricité interrégionale
•
Questions opérationnelles
Comprend : interruptions d’exploitation programmées (selon le calendrier
d’entretien) de centrales ou d’installations de transport, conditions d’exploitation
inhabituelles et restrictions environnementales/réglementaires
•
Dépendance à l’endroit d’aide extérieure/de ressources externes
Comprend : modification au degré de dépendance à l’endroit de sources externes,
analyse de disponibilité de ces sources et mesures d’urgence prises à l’échelle
régionale au cours de l’année écoulée
•
Interruptions possibles des approvisionnements en combustible
Comprend : analyse des approvisionnements en combustible à inclure si effectuée
•
Processus servant à établir la possibilité de livraison de la production aux centres
de consommation
Comprend : processus visant à s’assurer que les ressources sont suffisantes pour
répondre aux besoins des centres de consommation et prendre les mesures
d’atténuation qui s’imposent
•
Autres questions spécifiques à la région
16
II.
Évaluation de la fiabilité à long terme – 10 ans
Données supplémentaires présentées au http://www.nerc.com/~filez/ras.html
A.
Données requises
•
Énergie et demande de pointe historiques et projetées – par mois et sur l’année
•
Capacité des producteurs existants au cours de l’année pour laquelle des
renseignements sont communiqués
•
Demande et capacité historiques et projetées – été et hiver en tenant compte de la
répartition des types de combustibles (seules les catégories principales sont
présentées, des sous-catégories supplémentaires sont précisées sur les
formulaires)
o
Demande interne
o
Demande en attente
o
Gestion de la charge sous contrôle direct
o
Demande interruptible
o
Capacité nette du producteur
o
Capacité du producteur distribuée
o
Total des achats de capacité
o
Total des ventes de capacité
•
Achats de capacité/transferts entrants (en mégawatts) historiques et projetés –
été et hiver
•
Ventes de capacité/transferts sortants (en mégawatts) historiques et projetés –
été et hiver
•
Lignes de transport projetées (230 kV et plus)
•
Répartition (capacité) des types de combustibles pour la NERC – été et hiver
•
Nombre de milles du circuit des lignes de transport pour la NERC
o
En place
o
Prévisions – première période quinquennale
o
Prévisions – seconde période quinquennale
o
Prévisions – total
B.
Évaluation par écrit
•
Introduction et conclusion
Comprend : résumé du rendement prévu dans la région, liste des membres,
description de la saison de demande de pointe, taille de la région et population
desservie
17
•
Demande et énergie
Comprend : modifications à la demande de pointe comparativement à l’année
précédente et facteurs clés, hypothèses sur les conditions météorologiques et
ventes garanties
•
Évaluation des ressources
Comprend : modifications aux marges de capacité projetées et comparaison avec
les besoins, traitement de l’évaluation de l’adéquation des ressources régionales,
dépendance à l’endroit d’achats à l’extérieur, contrats/achats garantis, recours à
des « ajouts de capacité/achats non précisés » pour les projections, capacité totale
non réservée ou de nouveaux promoteurs marchands, adéquation de
l’approvisionnement en combustible et problèmes possibles à cet égard ainsi que
modifications à la planification de la production/des ressources depuis la panne
d’août 2003
•
Évaluation du réseau de transport
Comprend : contraintes de transport, modifications et mesures d’atténuation,
nouvelles installations de transport, études sur la capacité de transport
interrégionale ainsi que modifications à la planification du transport depuis la
panne d’août 2003
•
Questions opérationnelles
Comprend : interruption d’exploitation de centrales ou d’installations de transport,
mesures d’atténuation pouvant avoir une incidence sur la fiabilité, modifications
aux activités de transport/production depuis la panne d’août 2003 et restrictions
environnementales/réglementaires
•
Autres questions
18
Annexe 3 – Reliability Information Dashboard de la NERC
Exemple de page de données, mars 2007
19
Annexe 4 – Communication de données régionales par les entités
canadiennes dans le cadre des normes de la NERC
Données communiquées à partir des
régions canadiennes
Normes de la NERC
correspondantes
Fréquence
des rapports
Caractéristiques du matériel modélisé (installations de
production et de transport); calibre minimal, nominal et
maximal des transformateurs; données sur les voies de
commutation; compensation réactive et calibres;
connexions CC
Simulation de données d’acheminement dynamique de
l’électricité et en état stable
Marches à suivre régionales et communication de
renseignements sur la surveillance, l’examen, l’analyse
et la correction de tous les mauvais fonctionnements du
système de protection pour le transport de l’électricité
Programme d’essai et entretien du système de
protection du réseau de transport et de production
Exigences à l’égard du programme de délestage des
charges en situation de sous-fréquence
Données sur la situation de sous-fréquence, analyse et
documentation après une telle situation
Vérification et entretien du programme de délestage
des charges en situation de sous-tension
Examen des marches à suivre, analyse et
communication de renseignements en cas de mauvais
fonctionnement du système de protection spécial
Étude du rendement du système au titre des conditions
n, n-1 et n-2 (planification du transport d’électricité)
Évaluations de la fiabilité (adéquation et sécurité) à
court terme (de 1 à 5 ans) ainsi qu’à plus long terme
(de 6 à 10 ans) de la planification des installations de
production et de transport
Protection civile et planification; capacités de relancer
les réseaux de production et de transport au moyen des
plans de remise en marche
Données sur la conception des installations et la
gestion de la végétation
Données sur la formation et le rendement du personnel
Coordination en cas d’interruption et infractions au
chapitre de la communication de renseignements
Données sur l’allégement de la charge de transport
d’électricité et coordination de la fiabilité
Réserve en cas d’urgence pour rééquilibrer l’offre
d’électricité
Marquage des opérations d’interconnexion
Perturbations transitoires dues à l’isolation, à la baisse
de production, à l’excursion de tension, etc.
MOD-010/MOD011/FAC-005
Tous les ans
MOD-010/MOD012/MOD-014/MOD-015
PRC-003/PRC-004
Tous les ans
PRC-005
Tous les ans
PRC-007/PRC-008
Tous les ans
PRC-009
Pour chaque incident
PRC-011
Tous les ans
PRC-012/PRC-016
TPL-001/002/003/004
Tous les ans et pour
chaque incident de
mauvais fonctionnement
Tous les ans
TPL-005/006
Tous les ans
EOP001/002/005/008/009
Tous les ans dans le cas
de la planification et pour
chaque incident
Examen tous les 3 ans
20
FAC-002/003/005
De PER-001 à 004
TOP-003/005/007
IRO-001/004/006
BAL-002
INT-001
Norme de la NERC
équivalente : EOP-004
Tous les ans
Tous les ans
Entre tous les mois et tous
les ans selon la norme
Entre tous les mois et tous
les ans selon la norme
Tous les ans
Tous les ans
Pour chaque incident
Annexe 5 – Glossaire
Adéquation
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.
Processus de l’American
National Standards
Institute (ANSI)
Processus d’élaboration de normes accrédité par l’ANSI et
fondé sur des principes d’ouverture, d’équilibre,
d’application régulière de la loi et de consensus.
Autorité responsable du
maintien de l’équilibre
Entité responsable qui intègre d’avance les plans touchant
les ressources, maintient l’équilibre charge-interconnexionproduction à l’intérieur d’un secteur donné, et assure le
soutien en temps réel au chapitre de la fréquence
d’interconnexion.
Réseau de productiontransport d’électricité
Expression qui désigne généralement la partie d’un réseau
électrique comprenant les installations de production
d’énergie et le réseau de transport haute tension du courant.
Pannes en cascade
Pertes incontrôlées et successives d’éléments de réseau
provoquées par un incident localisé. Les pannes en cascade
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.
Distribution
Transfert de l’électricité au consommateur à partir du réseau
de transport.
Production
Action de créer de l’énergie électrique par la transformation
d’une autre source d’énergie; quantité d’énergie électrique
produite.
Exploitant indépendant de
réseau (EIR)
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.
21
Fiabilité d’exploitation
Un des deux aspects fonctionnels servant à déterminer la
fiabilité des réseaux de production-transport d’électricité,
soit leur aptitude à résister à des perturbations soudaines
comme des courts-circuits électriques ou des pannes non
programmées des divers éléments les constituant. Le second
aspect de base est l’adéquation (NERC).
Charge de pointe
Charge maximale consommée ou produite par une unité ou
un groupe d’unités durant une période donnée.
Organisation de transport
Groupe de propriétaires et d’utilisateurs de réseaux de
régionale (OTR)
transport, ainsi que d’autres entités, dont le but est de
coordonner volontairement, avec l’autorisation de la Federal
Energy Regulatory Commission des États-Unis, la
planification (et l’extension), l’exploitation et l’utilisation
efficientes, sur une base régionale (et interrégionale), de ces
réseaux.
Fiabilité
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.
Marge de réserve
Capacité disponible inutilisée d’un réseau d’énergie
électrique à charge de pointe, exprimée en tant que
pourcentage de la capacité totale.
Transport
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.
Dégroupement
Séparation des fonctions verticalement intégrées des
services publics en services distincts : production, transport,
distribution et énergie.
Service public
Entité qui détient et exploite un réseau électrique et à qui
obligation est faite de fournir un service d’électricité à tous
les consommateurs finals qui en font la demande.
Service public à intégration Service public qui cumule des fonctions de production, de
verticale
transport et de distribution.
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