Libérer le plein potentiel des ressources énergétiques distribuées

Les ressources énergétiques distribuées sont essentielles pour aider les Canadiens à atteindre la carboneutralité

Alors que le Canada s’est fixé des objectifs de carboneutralité d’ici 2050, la croissance de la demande d’électricité est appelée à se poursuivre. D’ici 2050, l’électricité devrait représenter de 40 % à 45 % du bouquet énergétique canadien (contre 18 % aujourd’hui) et deviendra la principale source d’énergie pour utilisation finale^.1 Or, répondre à la demande croissante d’électricité au Canada est un défi complexe et multidimensionnel. Cela dit, le fait de passer d’une production estimée de 600 TWh en 2023 à une production prévue de 1 300 TWh en 2050 offre également l’occasion de façonner une économie plus prospère et efficace.²

L’industrie et les gouvernements devront trouver de nouveaux moyens pour ajuster l’offre à la demande croissante, tout en gérant les contraintes du réseau aux meilleurs coûts possible. À l’heure de la décarbonation du système énergétique et de la réduction considérable – voire de l’élimination progressive – prévue des sources d’énergie fossile traditionnelles, le besoin de solutions de rechange provenant de ressources non émettrices, comme les ressources énergétiques distribuées (RED), est de plus en plus pressant.

Le rôle des RED dans la nouvelle économie propre ne se limite pas à fournir une offre supplémentaire et à gérer la demande de pointe. En effet, comme l’énergie renouvelable affecte la qualité de l’électricité dans le réseau de distribution, ce qui augmente le risque de pannes, des changements temporaires à la consommation et à la production d’énergie sont nécessaires pour équilibrer l’offre et la demande et maintenir la stabilité du réseau. Or, la plupart des RED s’avèrent de bonnes options pour fournir de tels services, puisqu’elles sont localisées et peuvent répondre rapidement aux exigences en matière de flexibilité.

La définition des RED varie selon les organismes de réglementation, dont la Federal Energy Regulatory Commission des États-Unis et la Commission européenne. Celle qui se rapproche le plus de notre point de vue provient de la Smart Electric Power Alliance (SEPA).

Selon la SEPA, les RED sont des actifs physiques et virtuels déployés dans l’ensemble du réseau de distribution, généralement à proximité de la charge électrique et derrière le compteur, qui peuvent être utilisés de façon individuelle ou groupée pour fournir de la valeur au réseau, aux consommateurs ou aux deux. Les panneaux solaires, les systèmes de stockage d’énergie par batterie, les programmes d’efficacité énergétique et la gestion de la demande en sont des exemples.

Les RED peuvent être situées devant le compteur et directement connectées aux lignes de distribution; on parle alors de RED de réseau. Lorsqu’elles sont situées derrière le compteur, il s’agit alors de ressources énergétiques du consommateur (REC) et de réponse à la demande. Chaque RED présente des caractéristiques et une valeur uniques pour l’écosystème énergétique (p. ex., charge électrique, stockage, régulation de la tension ou de la fréquence).

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) définit la réponse à la demande comme l’équilibrage de la demande sur les réseaux électriques en encourageant les consommateurs à déplacer leur demande d’électricité vers des périodes où l’offre est plus abondante et la demande plus faible, généralement par le biais d’une réduction des tarifs ou d’autres incitatifs financiers. À l’instar des REC, la réponse à la demande est une importante source de flexibilité pour gérer l’incidence de la demande croissante d’électricité sur la stabilité et la fiabilité des réseaux électriques.³

L’AIE estime que la réponse à la demande pourrait combler 25 % des besoins mondiaux en matière de flexibilité d’ici 2050.⁴ Dans ses scénarios de décarbonation,⁵ la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) prévoit que la réponse à la demande représentera 7 % de la capacité totale installée de l’Ontario d’ici 2050, contre 2 % aujourd’hui.⁶ Cette participation de 7 % en 2050 pourrait réduire les besoins d’investissements futurs dans le réseau, pour les faire passer de 23 à 29 milliards de dollars. Dans cet exemple, les économies réalisées représentent environ 5 % de l’investissement de 425 milliards de dollars qui serait nécessaire pour décarboner le réseau canadien d’ici 2050.⁷

Bien que les RED engendrent certaines économies en agissant comme des solutions de rechange indépendantes du réseau, leur apport le plus important réside dans la participation des consommateurs et la flexibilité de la demande.

Plutôt que de se fier uniquement à l’offre, qui est habituellement gérée par les services publics, les consommateurs peuvent jouer un rôle proactif en contrôlant la manière dont ils utilisent leurs appareils énergivores (climatiseurs, thermopompes, etc.), ainsi que les moments où ils les font fonctionner. Chez les consommateurs commerciaux, on parle du contrôle des gros équipements, des systèmes de réfrigération et d’autres appareils contrôlables.

Nous utilisons le terme « prosommateur » pour désigner les consommateurs qui, à la fois, produisent et consomment de l’énergie. Ce phénomène est rendu possible par l’émergence de nouvelles technologies connectées et la part croissante de l’énergie renouvelable, comme le solaire, dans notre réseau électrique. Les prosommateurs qui possèdent des REC peuvent également contrôler leurs habitudes de production afin de prendre des décisions économiques qui leur sont avantageuses.

La flexibilité de la demande fait référence à la capacité des prosommateurs ou des consommateurs à modifier leurs habitudes de consommation et de production en fonction de signaux externes. L’objectif consiste à générer des opportunités économiques à partir des RED et à accroître la valeur du système grâce à l’agrégation et aux centrales électriques virtuelles (CEV). À titre d’exemple, les prosommateurs peuvent choisir de vendre au réseau l’électricité excédentaire produite par leurs panneaux solaires ou de la stocker dans leurs batteries, en fonction du prix de gros. Du côté de la demande, les consommateurs industriels peuvent également décider d’optimiser leur production par un équilibrage du débit, leurs coûts d’utilisation de l’électricité et les incitatifs découlant de la participation à la réponse à la demande.

Au Canada, la capacité installée des RED a atteint 20,4 GW en 2023,⁸ soit une augmentation de 2,1 GW de la capacité installée totale par rapport à l’année précédente. Pour sa part, la capacité installée totale des REC s’est établie à 1,5 GW, ce qui représente une hausse de 226 MW au cours de la même période. D’ici 2035, la capacité installée des RED et des REC devrait totaliser 58 GW.⁹

Dans un marché plus mature comme le Royaume-Uni, la capacité installée des RED et des REC surpasse celle du Canada : elle a atteint 50 GW en 2023, en hausse de 2,5 GW par rapport à l’année précédente.¹⁰ Qui plus est, la réglementation du Royaume-Uni favorise d’autres augmentations, en particulier pour les REC comme les dispositifs photovoltaïques sur toits commerciaux et le stockage sur batterie. Bien que le Canada doive vraisemblablement atteindre la même capacité installée pour les RED et les REC d’ici 2035, cette croissance aura une incidence négligeable si la capacité installée se situe en grande partie hors réseau et ne contribue pas aux marchés de l’énergie.

Au Royaume-Uni, le contrôle des prix de la distribution d’électricité de l’Ofgem (connu sous le nom de RIIO-ED2) est un élément essentiel de la réalisation de l’ambition de développer un système plus intégré et à faibles émissions de carbone. Pour soutenir son objectif de création d’un système énergétique plus intelligent et plus flexible, l’Ofgem a défini un cadre de production et d’incitatifs à l’intention des exploitants de réseaux de distribution, ainsi que des exigences en matière de permis qui tiennent compte des besoins de flexibilité. En novembre 2022, l’Ofgem a autorisé l’exploitant du réseau électrique du Royaume-Uni à mettre en place un service de flexibilité de la demande afin d’accélérer la transition vers un réseau énergétique intelligent et flexible grâce à des incitatifs encourageant les consommateurs finaux à modifier leur demande pour éviter la période de pointe.

L’Australie compte plus de 3,8 millions de foyers¹¹ producteurs d’électricité. L’année dernière, les panneaux solaires sur toits ont fourni 11 % de l’électricité australienne. En Australie-Méridionale, la production d’énergie solaire sur toits a pu répondre à la demande d’énergie de l’État à plusieurs reprises.¹² Sur la base de cette réalisation, le gouvernement local s’est attaqué à la prochaine étape pour assurer la stabilité et la fiabilité du réseau. Voici quelques-unes des initiatives mises en place :

• La centrale électrique virtuelle d’Australie-Méridionale¹³ a été mise en place en 2018 pour stabiliser les niveaux de fréquence dans le réseau. Elle s’est avérée utile au moment d’événements importants, comme l’approvisionnement en électricité lors d’incendies catastrophiques, de l’arrêt d’une centrale et de problèmes de fréquences trop ou pas assez élevées.
• Des changements réglementaires concernant les maisons intelligentes¹⁴ ont été adoptés en 2020 afin d’accroître la production d’énergie solaire sur toits et de maintenir l’équilibre nécessaire entre offre et demande pour éviter d’éventuelles pannes de courant. Pour ce faire, un tiers autorisé peut contrôler à distance les systèmes solaires sur toits et les charges contrôlées en cas d’urgence en déconnectant, en reconnectant et en gérant l’alimentation.
• Le projet Energy Masters vise à démontrer les avantages pour les consommateurs et l’industrie de la flexibilité de la demande à grande échelle en reliant les appareils intelligents aux systèmes de gestion de l’énergie.

Le Plan de réduction des émissions pour 2030, élaboré en 2022, décrit les investissements de 9,1 milliards de dollars du gouvernement fédéral canadien dans les énergies propres comme les véhicules électriques, la gestion de la demande et la modernisation du réseau. Les gouvernements provinciaux offrent également divers rabais et incitatifs pour encourager les consommateurs à se doter de panneaux solaires et de systèmes de batteries. Cependant, ces mesures ne sont pas uniformes d’une province à l’autre, et les politiques sur les systèmes énergétiques flexibles sont toujours en cours d’élaboration.

Les RED permettront à elles seules de réduire les coûts et d’accroître la sécurité et la résilience énergétiques pour les consommateurs. Cependant, pour libérer le plein potentiel des RED, une transformation du marché de l’électricité et de la réglementation est nécessaire. Cette transformation permettra aux agrégateurs d’entrer sur le marché (ce qui entraînera une plus grande participation des RED à petite échelle), de rémunérer les exploitants de RED et de réseaux pour leurs services, et d’offrir des incitatifs aux consommateurs.

Les trois mesures de transformation décrites ci-après sont essentielles pour libérer le plein potentiel des RED au Canada.

1. Faire progresser les marchés de flexibilité pour les RED

La flexibilité permet d’équilibrer l’offre et la demande sur le marché de gros, ainsi que de gérer les contraintes et la congestion du réseau. Les services de flexibilité offrent la capacité de générer ou de réduire l’offre ou la demande de façon dynamique, afin de fournir de l’énergie, de la capacité et des services auxiliaires, comme le contrôle de la fréquence, le soutien de la tension électrique et la réserve d’exploitation.

Certaines provinces, dont l’Alberta et l’Ontario, exploitent un marché de services auxiliaires pour les réseaux de transport, qui comprend une réserve d’exploitation, des installations de redémarrage à froid et le contrôle de la tension électrique. Ces marchés obtiennent généralement ces services de flexibilité auprès de petits producteurs et de RED du réseau (du côté de l’offre) pour soutenir la fiabilité du fonctionnement des réseaux de transport.

Les marchés de flexibilité pour les RED permettraient non seulement d’ajouter de la flexibilité du côté de l’offre, mais également du côté de la demande, en augmentant la participation des RED à petite échelle et des charges contrôlables. La structure du marché incorporera les CEV et les agrégateurs, de façon à réduire les obstacles à l’entrée pour ces RED à petite échelle.

La création de marchés de flexibilité, la réduction des obstacles à l’accès au marché pour les RED et l’ouverture du marché aux nouveaux venus sont des mesures clés que d’autres économies développées ont utilisées pour encourager et accroître la participation des RED. Des mesures semblables qui nécessitent des changements de politiques doivent être mises en place au Canada.

2. Établir un modèle d’incitatifs avantageux pour toutes les parties

Il reste du travail à faire pour élaborer un modèle d’incitatifs pour accroître la participation de toutes les RED. Des modèles devront être conçus pour les RED « devant le compteur » et d’autres pour celles « derrière le compteur », notamment les prosommateurs, les sociétés de distribution locales (SDL) et les détaillants, les investisseurs dans les RED et les agrégateurs. Ces modèles doivent également promouvoir la production d’énergie propre et son intégration au réseau.

À titre d’exemple, ces incitatifs pourraient se traduire par la conclusion d’accords bilatéraux (accords d’achat d’énergie d’entreprise) entre des RED et des consommateurs ou des SDL. À l’heure actuelle, la réglementation de certains territoires ne permet pas la conclusion de tels accords. Permettre la conclusion d’accords bilatéraux avec des RED et des SDL ou des détaillants, en plus d’inciter les SDL à capitaliser les coûts des services de RED, contribuera à augmenter l’utilisation des RED. Ce faisant, les accords bilatéraux se traduiront par un financement plus facile et à moindre coût des investissements dans les RED.

La modification des politiques et de la réglementation s’impose en vue de la redéfinition du rôle de l’exploitant du réseau de transport pour le faire passer d’un modèle de société de distribution traditionnelle à un modèle d’exploitant de l’ensemble du système de distribution. Nous devons également inciter les agrégateurs à encourager une plus grande participation des RED ayant une plus petite capacité et l’utilisation des CEV.

3. Récompenser les consommateurs et protéger leurs droits

Les gouvernements fédéral et provinciaux offrent actuellement du financement et des rabais importants pour encourager l’installation de RED et la participation à la réponse à la demande. Ces avantages doivent être élargis pour encourager l’intégration des RED dans le réseau et la participation des consommateurs à des échanges flexibles, que ce soit de façon directe ou par l’intermédiaire d’un tiers. Des règles et des règlements clairs doivent être mis en place pour protéger et partager en toute sécurité les données des consommateurs liées à l’utilisation des RED et des accords avantageux doivent être conclus pour la commercialisation de ces données précieuses.

En intégrant les ressources énergétiques des consommateurs dans le réseau et en permettant à des tiers d’avoir accès à leurs actifs et de les contrôler, nous exposons les consommateurs à des risques liés à la vie privée et à la sécurité. Il sera essentiel de se doter de normes techniques qui tiennent compte de ces risques pour protéger nos infrastructures critiques et les droits des consommateurs.