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Chapitre 2. Favoriser la flexibilité du réseau énergétique
L’Ontario a réalisé des progrès considérables quant à la reconstruction de son réseau d’électricité. Près de 70 milliards de dollars ont été investis dans le réseau électrique ontarien depuis 2003. L’Ontario dispose à présent d’un réseau électrique capable d’exploiter les nouvelles possibilités et de surmonter les défis futurs, notamment la lutte contre le changement climatique.
En 2016, l’Ontario a produit plus de 50 % de son électricité à partir du nucléaire, dont 30 % provenant de ressources renouvelables et moins de 10 % de production d’émissions. Les économies ont réduit la consommation d’énergie d’environ 9 %.
Figure 7 : Production et conservation de l’électricité en Ontario, 2016 (TWh)
Source : Ministère de l’Énergie
Note : La production reflète la somme des sources raccordées aux réseaux de transport et de distribution. La valeur relative à la conservation représente les économies réalisées en 2016 grâce à des programmes, des codes et des normes en place depuis 2006.
Grâce à son réseau d’électricité, la province est solidement armée pour prendre des mesures visant à lutter contre le changement climatique. Aujourd'hui, le secteur des combustibles de la province approvisionne la majeure partie de l’énergie nécessaire à nos transports, à notre système de chauffage et au secteur de la fabrication. Le réseau électrique propre et fiable de l’Ontario fournit à la province l’énergie nécessaire pour améliorer l’électrification et réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES). Le réseau existant de pipelines et points de vente au détail peut également être utilisé pour l’approvisionnement de carburants alternatifs futurs, tels que le gaz naturel renouvelable.
Le besoin de flexibilité
L’approvisionnement actuel particulièrement robuste de l’Ontario nous donne l’occasion de rechercher de nouvelles approches en matière d’approvisionnement en ressources d’électricité et de les mettre en œuvre de manière efficace. De telles approches devront être conçues de sorte à être suffisamment flexibles pour que l’Ontario puisse s'adapter à de nouvelles technologies énergétiques et en tirer profit, tout en veillant également à répondre aux besoins du réseau au prix le plus bas pour les contribuables.
L’Ontario abandonne progressivement les contrats à long terme et revoit son approche axée sur les marchés afin de réduire les coûts de l’approvisionnement en électricité et augmenter la flexibilité. Des exploitants du réseau d’électricité en Nouvelle-Angleterre et à New York ainsi que l’organisation Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection ont réussi à mettre en œuvre ce type d’approche.
La Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) s'est lancée dans une initiative de Renouvellement du marché visant à réaménager les marchés de l’électricité de la province. Cette initiative devrait permettre d’économiser jusqu'à 5,2 milliards de dollars entre 2021 et 2030 et constitue un élément clé du plan du gouvernement visant à réduire le coût de l’électricité.
Elle est constituée de trois axes de travaux : l’énergie, la capacité et l’exploitabilité. La SIERE poursuivra ses travaux relatifs à la conception de mécanismes destinés à ces axes afin d’optimiser les avantages apportés au réseau tout en garantissant la fiabilité et le caractère abordable de l’électricité. Lorsque de nouveaux besoins en matière d’approvisionnement seront repérés, la SIERE fera appel à des mécanismes concurrentiels pour procurer de nouvelles ressources d’approvisionnement. Les enchères d’accroissement de capacité sont un exemple de mécanisme axé sur le marché pouvant être utilisé.
Les génératrices, les fournisseurs de réponse à la demande, les importateurs et les nouvelles technologies émergentes pourraient tous participer à ces enchères; les ressources les plus rentables étant retenues. Le renouvellement du marché permettra de s'assurer que les ressources seront en mesure de fournir la flexibilité et la fiabilité nécessaires, ainsi que des services auxiliaires. Cela permettra de fournir des flux de rentrées transparents pour les services nécessaires et de s'assurer que toutes les ressources sont sur un pied d’égalité en matière de compétitivité.
Le renouvellement du marché devrait contribuer à un marché plus concurrentiel capable de répondre de manière plus souple et efficace aux besoins du réseau et aux objectifs des politiques gouvernementales. Un tel renouvellement sera en adéquation avec les objectifs du Plan d’action de l’Ontario contre le changement climatique et sera conçu pour répondre aux besoins du réseau, réduire les coûts pour les contribuables et les émissions de GES. Il peut être suffisamment flexible pour répondre à différents scénarios, allant d’une demande en électricité plus élevée en raison d’une électrification accrue de notre économie à une demande plus basse en raison d’une utilisation accrue de l’énergie décentralisée.
Le renouvellement du marché préparera l’Ontario pour l’avenir en créant un cadre concurrentiel qui intègre de manière rentable des ressources énergétiques propres et de nouvelles technologies émergentes. Ceci contribuera à remplir nos engagements en matière de lutte contre le changement climatique et de réduction des émissions de GES. La SIERE, de concert avec les partenaires du secteur, a déterminé le besoin qui consiste à s'assurer que ce nouveau cadre est en mesure d’évaluer correctement les aspects environnementaux et les avantages qu'ils apportent au réseau. En même temps, les ressources existantes seront en mesure de continuer à pourvoir aux besoins du réseau sur les marchés de l’électricité réaménagés. L’optimisation de l’utilisation de ces actifs permettra à l’Ontario de limiter l’augmentation future des coûts.
Un marché de l’électricité réformé permettrait non seulement de réduire les coûts, mais aussi d’accroître l’échange bidirectionnel de l’électricité avec d’autres territoires. Les importations et les exportations pourraient être plus fréquentes sur les interconnexions, que sont les lignes de transport reliant des territoires et autres provinces. Cela pourrait favoriser davantage d’importations d’électricité moins coûteuse ainsi que des recettes et un accès accru aux marchés de l’exportation pour les génératrices de la province.
La SIERE travaille en étroite collaboration avec des partenaires du secteur de l’électricité pour concevoir les changements significatifs qui deviendront les fondements du renouvellement du marché ainsi qu'un plan visant leur entrée en vigueur. Ce dernier indiquera les changements à mettre en œuvre ainsi que les délais d’exécution des travaux. Ainsi, la SIERE et ses partenaires pourront répondre aux enjeux connus de nos marchés existants et jeter les bases solides d’un marché de l’énergie plus concurrentiel et flexible, capable de répondre aux besoins futurs.
Approvisionnement et demande d’électricité
Bien que l’approvisionnement en électricité soit actuellement adapté, des insuffisances de capacités devraient commencer à se faire sentir dès la première moitié des années 2020, période à laquelle la centrale nucléaire de Pickering arrivera à la fin de sa vie utile et les centrales nucléaires de Darlington et Bruce cesseront provisoirement leurs activités en vue d’une remise à neuf.
Figure 8 : Perspective de l’offre et de la demande (2017-2035)
Source : SIERE
Ce besoin de capacité additionnelle sera comblé grâce aux initiatives de renouvellement du marché. Les enchères permettront aux centrales de production d’énergie propre, actuelles comme nouvelles, de se démarquer sur un marché robuste grâce à des importations d’énergie propre, des initiatives axées sur la demande et de nouvelles technologies émergentes. En outre, la croissance continue des installations productrices d’énergie éolienne et solaire raccordées à la distribution devrait également réduire la demande locale et le besoin pour les SDL de tirer de l’électricité des réseaux de transport d’énergie de la province.
Selon les prévisions, la demande en électricité devrait être relativement stable pendant la période de prévision. À long terme, la SIERE prévoit une hausse de la demande générale à mesure que l’électrification de l’économie s'étend. L’électrification représente une alternative dans quasiment chaque pan du réseau énergétique. Le secteur des transports en particulier présente un gros potentiel, dans lequel l’électrification pourrait être une alternative économique et propre aux moteurs alimentés aux combustibles fossiles. D’après les prévisions, environ 2,4 millions de véhicules électriques seront en circulation d’ici 2035. Ces perspectives incluent également l’électrification du réseau ferroviaire Go, ainsi que les nouveaux projets de train léger sur rail à Hamilton, Mississauga, Kitchener, Toronto et Ottawa.
Transport
Les prévisions de la SIERE relatives à la demande indiquent qu'aucun agrandissement majeur du réseau de transport d’énergie de la province ne sera nécessaire en plus des projets déjà prévus ou en cours de développement. Voir la figure 9 pour quelques-uns des projets majeurs prévus ou en cours de développement sur le réseau de lignes à haute tension. Les besoins régionaux en matière d’électricité sont abordés au chapitre 8.
Le gouvernement chargera la SIERE d’établir un processus formel afin de planifier l’avenir du système de vrac intégré à l’échelle de la province, qui comprend le réseau de lignes à haute tension qui transporte d’ordinaire 230 à 500 kilovolts (kV) en Ontario. Dans le cadre de ce processus, la SIERE collaborera avec ses partenaires et des collectivités aux quatre coins de la province.
Figure 9 : Principaux projets de transport d’énergie en cours de développement en Ontario
Tous les projets font l’objet d’autorisations réglementaires.
- Ligne de transmission en vrac du Nord-Ouest
La Ligne de transmission en vrac du Nord-Ouest est nécessaire pour soutenir la croissance et maintenir un approvisionnement fiable en électricité des régions situées à l’ouest d’Atikokan et au nord de Dryden. Le projet comporte plusieurs étapes :
- La première étape prévoit la mise en service d’une ligne reliant Thunder Bay à Atikokan le plus tôt possible et pas plus tard que 2024.
- La deuxième étape prévoit la mise en service d’une ligne reliant Atikokan à Dryden d’ici 2034, à moins que les prévisions de la SIERE relatives à la demande ne suggèrent une date plus proche.
- La troisième étape prévoit la mise en service d’une ligne reliant Dryden à la frontière du Manitoba et pourrait s'avérer nécessaire après 2035 (ou avant si la SIERE le recommande) pour une meilleure intégration des réseaux d’électricité provinciaux.
- Les travaux de développement de la première et de la deuxième étape auront lieu simultanément.
- Ligne d’interconnexion Est-Ouest
La Ligne d’interconnexion Est-Ouest garantira un approvisionnement fiable et durable en électricité pour pallier la hausse de la demande et les changements apportés au bouquet énergétique dans le Nord-Ouest de l’Ontario. À mesure que le projet se développe, les estimations liées à son coût total augmentent, ce qui est problématique, car l’Ontario s'efforce de rendre le réseau d’électricité plus rentable. Tout au long du développement du projet, le gouvernement examinera toutes les options possibles pour protéger les contribuables.
- Projet de renforcement du réseau de transport en vrac dans la partie ouest de la région du grand Toronto
La hausse de la demande, la fermeture éventuelle de la centrale nucléaire de Pickering et les nouveaux systèmes de production d’énergie renouvelable ont tous une incidence sur le réseau de transport en vrac dans la partie ouest de la région du grand Toronto. La SIERE étudie actuellement la nécessité de renforcer le réseau de transport de la région ainsi que le calendrier. Les solutions de transport envisagées incluent la construction de nouvelles lignes de transport le long du couloir de transport de la ceinture ouest de promenades (entre le poste de sectionnement de Milton et celui d’Hurontario) et l’agrandissement des installations sur le poste de sectionnement actuel de Milton.
- D’Hawthorne à Merivale
Les circuits de 230 kV entre les postes de transformation d’Hawthorne et Merivale nécessitent des travaux de modernisation, afin de répondre à la croissance de l’ouest d’Ottawa et d’optimiser l’utilisation de ses interconnexions avec le Québec. Ce projet est mis au point par Hydro One, pour une mise en service prévue en 2020.
- Projet de raccordement sous le lac Érié
ITC Lake Erie Connector LLC envisage la construction d’un câble de transport de courant continu à haute tension de 1 000 MW sous le lac Érié, reliant Nanticoke, en Ontario à Erie County, en Pennsylvanie. Cette ligne bidirectionnelle serait le premier lien direct entre les marchés de l’électricité de l’Ontario et les marchés de 13 États de l’Est américain. Les installations de production et négociants en électricité qui transporteraient de l’électricité et des produits connexes grâce à cette ligne financeraient l’intégralité du projet. Dans le cadre de ce modèle de financement, les coûts du projet n'auraient aucune incidence sur les tarifs d’électricité payés par les contribuables de l’Ontario.
- Poste de transformation de Clarington
Afin de répondre aux besoins de la partie est de la région du grand Toronto en plein essor et de se préparer à la fermeture éventuelle de la centrale nucléaire de Pickering, Hydro One construit actuellement un poste de transformation dans la municipalité de Clarington. L’entreprise prévoit une mise en service en 2018.
Approvisionnement et demande de carburants
Les carburants, qui sont essentiels aux foyers, aux entreprises et à l’industrie, occupent une place importante dans l’économie de la province. Le secteur des carburants de l’Ontario est complexe de par ses sources et ses usages. Le gaz naturel et les carburants de transport, tels que l’essence et le diesel, représentent la majorité de l’approvisionnement de la province. Il existe également une variété d’autres carburants, tels que le propane, le bois, le carburant d’aviation et les biocarburants.
Figure 10 : Utilisation historique des combustibles fossiles
Source : Rapport technique sur les combustibles, 2016
De manière générale, la consommation de carburants a décliné entre 2005 et 2015, principalement en raison de la fermeture des centrales au charbon. Ces dernières années, la consommation de carburants est restée relativement stable, le recours plus rare au gaz naturel étant compensé par une utilisation accrue des carburants de transport. Environ 10 % des carburants en Ontario sont destinés à des usages non énergétiques, comme la matière première pour le secteur de la fabrication.
L’approvisionnement de la province en carburants provient de différents canaux et marchés, notamment ceux en dehors de la province, comme c'est le cas pour l’approvisionnement de notre pétrole brut et notre gaz naturel. C'est la raison pour laquelle le gouvernement n'a pas le même rôle, en matière de politiques et de planification, que pour le secteur de l’électricité.
Néanmoins, le Programme de plafonnement et d’échange de l’Ontario fournit des mesures incitatives efficaces et axées sur le marché pour passer des carburants conventionnels à des sources d’énergie renouvelable et plus pauvres en carbone. Par ailleurs, les programmes et initiatives du Plan d’action contre le changement climatique, offerts par l’intermédiaire du Fonds pour un Ontario vert, soutiendront les efforts visant à décarboniser le secteur des carburants. Au cours des 20 prochaines années, l’électrification des transports, les programmes de conservations élargis et la transition vers des carburants à plus faible teneur en carbone devraient transformer le secteur des carburants. Par conséquent, on prévoit une chute de la demande en carburants et des émissions qu'ils rejettent.
Les perspectives d’évolution de l’offre et de la demande en matière de carburants dépendront des décisions prises au cours des 20 prochaines années, ainsi que des innovations technologiques et de leur adoption. Compte tenu de ces incertitudes, le gouvernement continuera d’entreprendre des recherches sur la modélisation et des analyses permettant de repérer les possibilités visant à décarboniser le secteur des combustibles. Celles-ci seront cohérentes avec l’objectif de la province qui consiste à réduire les émissions de GES de 37 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 1990.
L’influence du marché du carbone
Le 1er janvier 2017, la province a mis en place un Programme de plafonnement et d’échange. Il s'agit d’un programme flexible et axé sur le marché qui deviendra essentiel à la lutte contre le changement climatique; c'est également le moyen le plus rentable pour l’Ontario d’atteindre ses objectifs de réduction des émissions de GES. En outre, toutes les retombées du programme de plafonnement et d’échange serviront à financer les actions visant à réduire les émissions de GES, comme l’aide apportée aux Ontariens pour abandonner les combustibles fossiles au profit de nouvelles technologies propres.
En vertu du Programme de plafonnement et d’échange, le prix des combustibles fossiles tels que le gaz naturel, l’essence, le diesel et le propane inclut le coût du carbone. Le barème de prix fourni par le programme facilitera la transition du système énergétique de la province vers des sources encore plus propres.
Les coûts engagés par les distributeurs de gaz naturel réglementés lorsqu'ils adhèrent au plafonnement et à l’échange, notamment le coût d’acquisition des permis d’émission sont soumis à l’approbation de la CEO. Ces coûts sont inclus dans les tarifs facturés aux consommateurs. Les distributeurs de gaz naturel dont les tarifs ne sont pas réglementés par la CEO et les grandes installations qui doivent adhérer de manière indépendante au plafonnement et à l’échange décideront de la manière de gérer leurs coûts de conformité. Les carburants alternatifs non soumis aux frais liés au plafonnement et à l’échange, comme le gaz naturel renouvelable, pourraient servir à réduire les émissions et atténuer les coûts du plafonnement et de l’échange dans le secteur du gaz naturel.
Les fournisseurs d’autres carburants en Ontario, comme l’essence, le diesel et le propane, exercent au sein d’un marché concurrentiel. Ils sont tenus d’adhérer aux réglementations relatives au plafonnement et à l’échange et devraient répercuter leurs coûts de conformité sur les clients de détail. La transition vers des carburants renouvelables tels que l’éthanol, le biodiesel et le diesel renouvelable et vers des carburants de transport à plus faible teneur en carbone comme le gaz naturel représente, pour les consommateurs et les parties concernées, une solution pour réduire les émissions ainsi que leurs coûts liés au plafonnement et à l’échange.
Optimisation des actifs existants
Garantir l’équité et le choix a pour objectif d’optimiser l’utilisation des actifs énergétiques existants dans la province afin de limiter les augmentations futures des coûts pour les consommateurs d’électricité. Cela est possible, car un grand nombre des installations de production d’électricité construites au cours des quinze dernières années seront en mesure de produire de l’énergie au-delà de leur contrat.
L’énergie renouvelable
Les contrats portant sur une production en énergie éolienne de plus de 4 800 MW, en énergie solaire de 2 100 MW et en énergie hydroélectrique de 1 200 MW expireront entre 2026 et 2035, la plupart arrivant à échéance après 2030. Même si les contrats portant sur l’énergie éolienne et solaire durent vingt ans et les contrats portant sur l’énergie hydroélectrique quarante ans, les éoliennes et les panneaux photovoltaïques sont souvent capables de générer encore de l’électricité après l’expiration de leurs contrats. Nous savons par ailleurs que les installations hydroélectriques peuvent fonctionner pendant un siècle.
En raison de la forte baisse du coût des technologies éoliennes et solaires au cours de la dernière décennie, les énergies renouvelables sont de plus en plus compétitives par rapport aux sources d’énergie conventionnelles et resteront essentielles pour l’Ontario dans l’atteinte de ses objectifs en matière de changement climatique.
Dans de nombreux cas, une technologie émergente ou plus efficace peut contribuer à moderniser les installations d’énergie éolienne et solaire de la province, de sorte qu'elles puissent continuer de fonctionner, accroître leur production et offrir des avantages supplémentaires au système.
Il est possible de tirer davantage des installations d’énergie hydroélectrique existantes, notamment grâce à l’augmentation de leur flexibilité opérationnelle. La performance des projets hydroélectriques plus anciens peut être améliorée à l’aide de turbines plus récentes et plus efficaces. En raison du besoin croissant de flexibilité de notre réseau d’électricité, le potentiel d’accumulation par pompage de la province pourrait également jouer un rôle important dans l’offre de services garantissant la fiabilité du réseau d’électricité en Ontario.
Dans le cadre de l’effort constant de la SIERE visant à améliorer l’efficacité et à trouver la meilleure valeur pour les contribuables, optimiser la valeur des actifs existants est essentiel pour le renouvellement du marché, qui fournira une plateforme ouverte pour les modernisations de projet en vue de répondre aux besoins de l’Ontario en matière de ressources.
Gaz naturel
Les centrales alimentées au gaz naturel qui produisent de l’électricité en Ontario peuvent s'adapter rapidement aux changements qui touchent la demande. La province s'appuie sur ces génératrices pour répondre à ses besoins pendant les périodes de forte demande, notamment pendant les chaudes journées d’été et les froides nuits d’hiver. Le gaz naturel peut également être utilisé pour garantir la fiabilité de l’alimentation électrique lorsque d’autres génératrices ne sont pas disponibles ou nécessitent des opérations d’entretien.
La plupart des centrales alimentées au gaz naturel de l’Ontario pourraient poursuivre leurs activités au-delà de leur contrat. Cela sera important ces dix prochaines années en raison de la remise à neuf des installations nucléaires et de la fermeture de la centrale nucléaire de Pickering en 2024. Dans la première moitié des années 2020, les installations sous contrat et à tarifs réglementés ne devraient plus être en nombre suffisant pour satisfaire aux exigences de fiabilité.
Un bon nombre des contrats de production d’électricité existants arriveront à expiration durant cette même période. Ces installations de gaz naturel pourraient continuer à fonctionner pendant les périodes de forte demande en participant aux enchères de capacité proposées dans le cadre du Renouvellement du marché, mais uniquement si elles sont plus compétitives par rapport aux autres ressources.
Nucléaire
Remise à neuf des centrales nucléaires
La solution la plus rentable pour produire la charge de base dont la province a besoin tout en limitant les émissions de GES est de remettre à neuf les centrales nucléaires de l’Ontario. La province a adopté les plans contenus dans le PELT de 2013 portant sur la rénovation de dix réacteurs de centrales nucléaires entre 2016 et 2033 – quatre réacteurs de la centrale de Darlington et six autres de celle de Bruce.
La centrale nucléaire de Darlington, dans la municipalité de Clarington, et celle de Bruce, dans la municipalité de Kincardine, sont deux centrales nucléaires des plus performantes au monde. Ensemble, elles produisent environ 50 % des besoins en électricité de la province.
La remise à neuf de ces dix réacteurs assurera une capacité de production de plus de 9 800 MW d’énergie à la fois abordable, fiable et exempte d’émissions au bénéfice à long terme de l’Ontario. Elle soutiendra également les 180 entreprises et les 60 000 emplois qui composent la chaîne d’approvisionnement nucléaire de renommée mondiale de l’Ontario.
L’Ontario Power Generation (OPG) a adopté une approche progressive pour la remise à neuf de la centrale nucléaire de Darlington. Cette approche s'inspire des enseignements tirés de précédents projets de rénovation, qui ont souligné la nécessité d’une planification et d’une préparation approfondies avant d’entreprendre les travaux.
En novembre 2015, le conseil d’administration d'OPG a approuvé le coût total estimé à 12,8 milliards de dollars pour la remise à neuf des quatre réacteurs de Darlington. Cette somme inclut toutes les dépenses encourues à ce jour, ainsi que les intérêts et l’inflation; elle est inférieure de 1,2 milliard de dollars par rapport à l’estimation initiale d'OPG en 2009.
En janvier 2016, le gouvernement a donné à l'OPG l’autorisation de procéder aux travaux de remise à neuf du premier des réacteurs de la centrale de Darlington. En avril 2017, l'OPG a annoncé avoir mené à bien la première des quatre phases majeures de rénovation du réacteur 2, l’isolant du reste de la centrale de Darlington. L'OPG a entamé la phase suivante des travaux et devrait réussir à terminer le projet dans les temps et les limites du budget établi.
La remise à neuf et l’exploitation continue de Darlington devraient contribuer au produit intérieur brut de l’Ontario à hauteur de 90 milliards de dollars au total et à une augmentation de l’emploi de 14 200 postes en moyenne par an.
En décembre 2015, la SIERE a mis à jour son contrat avec Bruce Power pour la remise à neuf de six réacteurs nucléaires à la centrale nucléaire de Bruce. Bruce Power prévoit d’investir personnellement dans ce projet à hauteur de 13 milliards de dollars environ. L’Ontario a modifié le calendrier de travaux de remise à neuf afin d’exploiter au mieux les réacteurs nucléaires existants. En vertu de ce nouveau calendrier, les travaux devraient débuter en 2020, au lieu de la date initiale de 2016. Cet accord mis à jour a permis aux consommateurs d’électricité d’économiser 1,7 milliard de dollars, par rapport au coût prévu dans le PELT de 2013.
Figure 11 : Calendrier de remise à neuf des installations nucléaires
Source : SIERE
La Bruce Power entreprend actuellement un certain nombre d’activités à l’appui des rénovations de la centrale de Bruce et de son exploitation à long terme, notamment :
- La mise en œuvre d’un programme de gestion des actifs afin d’optimiser la durée de vie des réacteurs de Bruce avant et après rénovation;
- La réalisation d’une estimation du coût final pour la remise à neuf du premier réacteur, le réacteur 6;
- L’exécution de contrats avec des fournisseurs aux quatre coins de l’Ontario, y compris BWXT Canada et SNC-Lavalin;
- Le développement d’un réseau régional de fournisseurs particulièrement utile aux collectivités locales de la région de Bruce.
La remise à neuf et l’exploitation à long terme de Bruce devraient générer jusqu'à 4 milliards de dollars d’économies par an et une augmentation de l’emploi pouvant atteindre jusqu'à 22 000 postes.
Gestion des risques
L’un des principes du PELT 2013 consistait à inclure des portes de sortie éventuelles pour la remise en état des centrales nucléaires. Les portes de sortie garantissent que ces remises à neuf n'ont lieu que si elles permettent de continuer à délivrer de la valeur aux contribuables.
La province a établi des portes de sortie pour la remise à neuf de la centrale de Darlington qui pourraient être utilisées dans le cas où l'OPG échouerait à respecter les coûts et le calendrier approuvés. Ceci pourrait mener la province à ne pas traiter les réacteurs restants.
Le contrat de l’Ontario avec l’entreprise privée Bruce Power prévoit également une solide protection contre les dépassements de coûts des remises à neuf. Par exemple, la Bruce Power doit payer environ 2 milliards de dollars de dépassements de coûts engendrés lorsque deux des réacteurs de Bruce ont été rénovés et redémarrés en 2012.
En vertu de l’accord passé avec la SIERE et récemment mis à jour, la Bruce Power devra assumer les risques de dépassement de coûts durant la remise à neuf de chacun des six réacteurs de Bruce restants. Les portes de sortie contractuelles permettent à la province d’arrêter les travaux de réaménagement de la centrale de Bruce, si l’estimation des coûts dépasse un montant préestimé. La remise à neuf de Bruce peut être également arrêtée si la demande chute ou si des ressources à coût réduit émergent.
L’Ontario protège les contribuables en contrôlant de manière stricte les coûts et le calendrier des rénovations. L'OPG et la Bruce Power font l’objet d’une surveillance rigoureuse afin de garantir qu'elles achèvent les rénovations dans les délais impartis et en respectant le budget fixé.
En plus de la surveillance de l'OPG pour la remise à neuf de Darlington, le gouvernement a son propre conseiller indépendant pour garantir qu'il dispose d’une surveillance continue et efficace. Toutes les dépenses de l'OPG pour la remise à neuf des centrales nucléaires seront également examinées par la CEO dans le cadre du processus d’établissement des tarifs.
Le gouvernement a soumis la mise à jour de l’entente conclue avec la Bruce à un processus exhaustif de diligence raisonnable, comme l’ont fait les conseillers financiers et techniques engagés par la SIERE au moment de la négociation du contrat.
La SIERE continuera de gérer le contrat Bruce et de vérifier soigneusement la base des coûts sous-jacents de la remise à neuf et du fonctionnement continu des réacteurs de Bruce. Elle dispose de représentants à temps plein sur site et dresse régulièrement des rapports à la province.
Centrale nucléaire de Pickering
L'OPG étudie des plans pour continuer à exploiter la centrale nucléaire de Pickering jusqu'en 2024. La poursuite de l’exploitation de Pickering garantira à l’Ontario de disposer d’une source d’électricité de base fiable, sans émissions pour remplacer l’énergie qui ne sera pas disponible pendant les remises à neuf de Darlington et de Bruce. Le fonctionnement continu de Pickering réduirait également l’utilisation du gaz naturel pour la production d’électricité, réalisant une économie pour les consommateurs d’électricité pouvant atteindre 600 millions de dollars et réduisant les émissions de GES d’au moins huit millions de tonnes.
En janvier 2016, la province a annoncé qu'elle avait approuvé le plan de l'OPG qui demande à la CEO et à la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) d’approuver la poursuite de l’exploitation de Pickering jusqu'en 2024. La CEO s'assurera que les coûts du plan de l'OPG pour la poursuite de l’exploitation de Pickering sont raisonnables, tandis que la CCSN garantira que la centrale de Pickering fonctionne en toute sécurité durant cette période. L'OPG devra néanmoins obtenir l’approbation finale du gouvernement pour procéder à l’exploitation continue de Pickering une fois ces examens réglementaires achevés. L'OPG tiendra également informé le gouvernement de la sécurité et du rendement opérationnel de Pickering, dans le cadre de ses activités régulières de génération de rapports et de planification des activités.
Résumé
- Le programme de Renouvellement du marché transformera les marchés de vente en gros d’électricité en Ontario, et, en fin de compte, donnera lieu à un marché plus compétitif et plus souple. Ce processus de renouvellement du marché développera une solution « fabriquée en Ontario » adoptant des leçons tirées d’autres juridictions tout en collaborant avec les participants du marché intérieur et en tenant compte des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre de la province.
- Le programme de plafonnement et d’échange, ainsi que les programmes et initiatives du Plan d’action contre le changement climatique soutiendront les efforts visant à décarboniser le secteur des combustibles.
- Garantir l’équité et le choix a pour objectif d’optimiser l’utilisation des actifs énergétiques existants en Ontario afin de limiter les futures augmentations de coûts pour les consommateurs d’électricité.
- Le système de plafonnement et d’échange augmentera le prix des combustibles fossiles et aura des répercussions sur la fréquence à laquelle les génératrices alimentées aux combustibles fossiles sont sollicitées pour répondre à la demande d’électricité de la province. Ceci permettra de réduire les émissions de gaz à effet de serre de la province et d’orienter l’Ontario vers une économie pauvre en carbone.
- Le gouvernement chargera la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité d’établir un processus formel afin de planifier l’avenir du réseau de production-transport à l’échelle de la province.
- L’Ontario continuera d’exercer une surveillance rigoureuse des remises à neuf des centrales nucléaires et s'assurera que celles-ci procurent de la valeur aux contribuables.
Description accessible
Figure 7 : Production et conservation de l’électricité en Ontario, 2016 (TWh)
La figure 7 représente un diagramme à secteurs qui reflète combien de térawattheures ont été produits ainsi que les térawattheures évités grâce aux économies d’énergie en 2016.
Le diagramme est divisé en huit secteurs. Sept de ces secteurs sont consacrés aux sources de production, parmi lesquelles le nucléaire, l’hydroélectricité, le gaz naturel, l’énergie éolienne, l’énergie solaire, la biomasse, etc. Le huitième secteur correspond aux économies d’énergie (conservation).
La production reflète la somme des ressources raccordées aux réseaux de transport et de distribution. La valeur relative à la conservation représente les économies persistantes réalisées en 2016 grâce à des programmes, des codes et des normes en place depuis 2006.
Le diagramme à secteurs montre que la production des centrales nucléaires a contribué à hauteur de 53,5 % de l’alimentation de l’Ontario en 2016. Le plus gros contributeur suivant est l’hydroélectricité avec 21,3 % , suivie par le gaz naturel à hauteur de 7,5 %. L’énergie éolienne représentait 6,2 % de la contribution, alors celle l’énergie solaire était de 2 %.
Les efforts d’économies d’énergie ont atteint 14,7 térawattheures en 2016, soit 8,6 % du de la production totale et des économies d’énergies. Les économies d’énergie sont incluses dans le diagramme à secteurs à des fins de comparaison pour montrer la quantité d’énergie devant être épargnée grâce à la conservation.
| Source | Production et conservation de l’électricité (TWh) |
|---|---|
| Nucléaire | 91,7 |
| Hydroélectricité | 36,5 |
| Gaz naturel | 12,8 |
| Éolien | 10,7 |
| Solaire | 3,5 |
| Biomasse | 0,7 |
| Autre | 0,7 |
| Conservation | 14,7 |
Figure 8 : Perspective de l’offre et de la demande (2017-2035)
La figure 8 est une combinaison de diagramme à barres et de graphique en courbes qui trace la perspective de la demande d’électricité de l’Ontario sous forme de courbe et représente l’apport de la capacité pendant le pic estival sous forme de colonne empilée. L’axe vertical est libellé « Apport de la capacité pendant le pic estival » et est numéroté de 0 à 35 000 par incréments de 5 000. L’unité de mesure de l’axe vertical est le mégawatt. L’axe horizontal indique les années de la période de prévision, de 2017 à 2035.
La ligne de la demande indique que selon les prévisions, les besoins en ressources pour l’électricité durant les heures de pointe devraient être relativement stables pendant la période de prévision. La demande devrait demeurer dans la plage comprise entre 28 373 et 30 500 mégawatts.
L’apport de la capacité pendant le pic estival est décrit sous forme de colonnes empilées pour la période de prévision de 2017 à 2035. L’approvisionnement est une combinaison de capacité existante, de capacité prévue, mais pas encore en service et de marchés prescrits. Les contrats arrivant à échéance sont également empilés sur le dessus pour indiquer le nombre de mégawatts de contrats devant arriver à échéance au cours d’une année donnée.
Un besoin de capacité est prévu dès la première moitié des années 2020.
| Année | Capacité existante | Prévue, pas encore en service | Marchés prescrits | Contrats arrivés à expiration | Perspective de la demande |
|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 29 059 | 101 | 17 | 143 | 28 373 |
| 2018 | 28 994 | 611 | 218 | 143 | 29 172 |
| 2019 | 28 784 | 1 421 | 459 | 194 | 28 916 |
| 2020 | 26 893 | 2 458 | 459 | 388 | 29 525 |
| 2021 | 26 012 | 2 458 | 459 | 391 | 29 429 |
| 2022 | 25 927 | 2 483 | 459 | 476 | 29 552 |
| 2023 | 21 082 | 3 361 | 459 | 2 621 | 29 320 |
| 2024 | 20 868 | 4 189 | 459 | 3 361 | 28 761 |
| 2025 | 17 500 | 5 069 | 459 | 3 375 | 29 137 |
| 2026 | 16 127 | 6 700 | 459 | 3 926 | 29 272 |
| 2027 | 16 079 | 6 700 | 459 | 3 974 | 29 272 |
| 2028 | 15 234 | 7 450 | 459 | 4 018 | 29 429 |
| 2029 | 12 173 | 8 266 | 459 | 7 082 | 29 535 |
| 2030 | 10 239 | 8 261 | 459 | 8 241 | 29 618 |
| 2031 | 9 369 | 9 078 | 459 | 9 161 | 30 035 |
| 2032 | 8 681 | 9 078 | 459 | 9 767 | 29 915 |
| 2033 | 8 493 | 9 897 | 459 | 9 992 | 30 509 |
| 2034 | 8 091 | 9 896 | 459 | 10 407 | 29 503 |
| 2035 | 7 694 | 9 891 | 459 | 10 784 | 29 758 |
Figure 9 : Principaux projets de transport d’énergie en cours de développement en Ontario
La figure 9 représente une carte de l’Ontario. Six principaux projets de transport d’énergie en cours de développement en Ontario y figurent. Les chiffres figurant sur la carte indiquent l’emplacement du projet et renvoient au texte ci-dessous qui fournit de plus amples renseignements sur le projet.
Figure 10 : Utilisation historique des combustibles fossiles
La figure 10 représente un diagramme à barres montrant l’utilisation des combustibles en Ontario, notamment le gaz naturel, le charbon, l’essence automobile, le diesel, le mazout, le bois et la biomasse, le propane et les liquides de gaz naturel, les biocarburants, d’autres mazouts de chauffage, d’autres combustibles fossiles industriels, d’autres carburants de transport et l’utilisation non énergétique des combustibles industriels. L’axe vertical est libellé Demande de carburants en pétajoules et est numéroté de 0 à 3 500 par incréments de 500. L’axe horizontal est divisé par année de 2005 à 2015.
La figure 10 montre que l’utilisation des combustibles a décliné en Ontario passant de 3 112 pétajoules en 2005 à 2 700 pétajoules en 2015. La baisse est largement due à l’arrêt des centrales au charbon. Ces dernières années, la consommation de carburants est restée relativement stable, le recours plus rare au gaz naturel étant compensé par une utilisation accrue des carburants de transport.Actuellement, le gaz naturel représente environ un tiers de l’utilisation des carburants en Ontario et les carburants de transport, comme l’essence et le diesel représentent un autre tiers. Environ 10 % des carburants en Ontario sont destinés à des usages non énergétiques, comme la matière première pour le secteur de la fabrication.
| Année | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gaz naturel | 1 037 | 964 | 1 012 | 1 009 | 927 | 973 | 1 111 | 1 008 | 1 041 | 966 | 963 |
| Charbon | 381 | 314 | 359 | 326 | 128 | 160 | 67 | 58 | 43 | 24 | 24 |
| Essence automobile | 549 | 538 | 527 | 521 | 541 | 555 | 545 | 508 | 541 | 525 | 524 |
| Diesel | 270 | 254 | 255 | 256 | 242 | 260 | 273 | 269 | 272 | 276 | 283 |
| Mazout | 90 | 86 | 96 | 72 | 57 | 52 | 55 | 46 | 46 | 47 | 46 |
| Bois et biomasse | 144 | 136 | 122 | 122 | 102 | 113 | 113 | 111 | 134 | 89 | 91 |
| Propane et liquides de gaz naturel (LGN) | 34 | 46 | 51 | 54 | 55 | 65 | 50 | 54 | 43 | 52 | 54 |
| Biocombustible | 7 | 12 | 22 | 26 | 27 | 31 | 34 | 35 | 35 | 33 | 33 |
| Autres combustibles de chauffage | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Autres combustibles fossiles industriels | 258 | 267 | 267 | 258 | 243 | 243 | 237 | 242 | 216 | 315 | 316 |
| Autres carburants de transport | 103 | 103 | 110 | 104 | 86 | 93 | 89 | 105 | 113 | 116 | 120 |
| Utilisation non énergétique des combustibles industriels | 238 | 275 | 283 | 279 | 235 | 276 | 150 | 274 | 245 | 247 | 246 |
Figure 11 : Calendrier de remise à neuf des installations nucléaires
La figure 11 est un diagramme à barres. L’axe horizontal est libellé Années et est numéroté de 2015 à 2033. L’axe vertical répertorie dix réacteurs nucléaires, notamment six unités de Bruce et quatre de Darlington, qui doivent subir des remises à neuf entre 2016 et 2033.
Cette figure montre une série de barres bleues représentant la période pendant laquelle les unités respectives sont déconnectées du réseau d’électricité à des fins de rénovation. Les remises à neuf ont été échelonnées afin de réduire les répercussions sur les contribuables et maximiser la réussite du projet. Un pic des activités de remise à neuf aura lieu au début des années 2020, période durant laquelle jusqu'à quatre unités seront en rénovation simultanément.
| Unit | Début des activités de remise à neuf | Fin des activités de remise à neuf |
|---|---|---|
| Bruce 3 | jan-23 | juin-26 |
| Bruce 4 | jan-25 | dec-27 |
| Bruce 5 | jul-26 | juin-29 |
| Bruce 6 | jan-20 | dec-23 |
| Bruce 7 | jul-28 | juin-31 |
| Bruce 8 | jul-30 | juin-33 |
| Darlington 1 | jun-21 | mai-24 |
| Darlington 2 | oct-16 | fev-20 |
| Darlington 3 | fev-20 | fev-23 |
| Darlington 4 | fev-23 | dec-25 |