Règlement sur l’électricité propre : Maintenir la fiabilité

Sommaire exécutif

• S'appuyant sur un processus de consultations approfondi et constructif, le Règlement sur l'électricité propre (le Règlement) a été conçu en tenant compte du fait qu'il est essentiel de maintenir un réseau électrique fiable et abordable capable de répondre à la demande croissante, y compris la demande propre à chaque juridiction.
• Le gouvernement a consulté les gestionnaires et les opérateurs de réseaux, ainsi que la North American Electricity Reliability Commission (NERC), afin de s'assurer que la modélisation représente des conditions réalistes et que les flexibilités prévues par le règlement soutiennent la fiabilité.
• Le Règlement offre une grande souplesse aux gouvernements provinciaux et territoriaux, aux services publics et aux exploitants de groupes afin de permettre la mise en place de réseaux électriques fiables.
• La modélisation approfondie qui a soutenu l'élaboration du Règlement, y compris par des experts indépendants, démontrent que les réseaux construits par les provinces, les territoires et les services publics seront en mesure de se conformer au Règlement sans perturber la capacité à répondre aux besoins en énergie et en capacité.
• Le réseau électrique propre du Canada comprendra probablement beaucoup plus d'énergie éolienne et solaire. De nombreux pays européens et États américains ont démontré qu'il était possible d'intégrer dans les réseaux électriques des niveaux d'énergie éolienne et solaire beaucoup plus élevés que ceux dont dispose actuellement le Canada, tout en maintenant la fiabilité.
• Les outils et les technologies nécessaires pour maintenir la fiabilité sont facilement disponibles et peuvent être déployés par les services publics et les exploitants de réseaux canadiens qui font progresser leurs systèmes vers l'objectif commun d'un réseau électrique carboneutre d'ici 2050.

Introduction

La fiabilité du réseau électrique canadien est d'une importance capitale pour la société, l'économie et le bien-être de tous les Canadiens.  Pour que le réseau électrique soit fiable, il faut que l'offre d'électricité soit suffisante pour répondre aux besoins énergétiques des consommateurs à tout moment et que le réseau soit capable de résister à des perturbations soudaines telles que des phénomènes météorologiques (fiabilité opérationnelle).

Le gouvernement du Canada a reconnu l'importance d'un réseau électrique fiable lors de l'élaboration du Règlement. La conception du Règlement permettra de réduire la pollution tout en offrant une certaine souplesse afin que les provinces puissent maintenir un approvisionnement en électricité fiable.

Règlement sur l'électricité propre du Canada et fiabilité : flexibilités pour se conformer

La fiabilité a été un point clé de discussion tout au long de l'élaboration du Règlement. Le gouvernement du Canada a entendu les exploitants de réseaux dire que, pour qu'ils puissent maintenir la fiabilité, le Règlement doit offrir suffisamment de souplesse pour tenir compte des différences régionales. Certains ont insisté sur la nécessité de continuer à utiliser les installations fonctionnantes au gaz naturel, due à leur capacité à fournir de l'électricité facilement afin d'aider à maintenir la fiabilité du réseau.

En réponse, le gouvernement du Canada a proposé plusieurs modifications importantes au projet de règlement dans un document de mise à jour publique en février 2024. Ces améliorations ont ensuite fait l'objet de consultations supplémentaires auprès des opérateurs de réseaux afin de s'assurer qu'elles offriraient la flexibilité nécessaire pour permettre aux fournisseurs d'électricité de répondre à la demande d'électricité à tout moment, y compris en hiver, en été, aux moments où les conditions météorologiques sont extrêmes et lors des périodes de demande de pointe.

Les flexibilités prévues par le Règlement en matière de conformité sont notamment les suivantes :

• La quantité que chaque groupe est autorisée à émettre est passée d'une norme fixe d'intensité des émissions de 30 t/GWh (tonnes par gigawattheure) dans le projet de règlement à une limite annuelle d'émissions basée sur 65 t/GWh, avec une possibilité de 35 t/GWh supplémentaires grâce à l'utilisation de crédits compensatoires. L'ensemble de ces changements offre une plus grande flexibilité aux groupes fonctionnants au gaz naturel comme "groupes de pointe", contribuant à la fiabilité en produisant de l'électricité aux moments où elle est le plus nécessaire, tandis que les provinces augmentent l'utilisation de sources d'énergie renouvelables et d'autres sources d'énergie propres dans le cadre de leur transition vers l'objectif de carboneutralité d'ici 2050.
• Les groupes au gaz naturel existants disposeront de 25 ans après la date de leur mise en service avant de devoir se conformer à la limite annuelle d'émissions prévue par le Règlement.
• La flexibilité accrue pour les groupes de cogénération contribuera également à garantir un accès continu pour l'alimentation en électricité de base.
• La possibilité de transférer ou de "mettre en commun" les crédits de conformité entre les groupes de production d'électricité d'une même province. Cela offre une grande souplesse aux groupes, qui peuvent être plus ou moins performants, tant que les émissions de l'ensemble du parc ne dépassent pas la limite totale mise en commun.

D'autres flexibilités sont possibles:

• Permettre aux groupes de production d'électricité de "mettre en réserve" des crédits de conformité pour les utiliser les années suivantes. Cela permettra de faire face à la variabilité annuelle des besoins en énergie à base de combustibles fossiles, par exemple en cas de sécheresse qui pourrait limiter la capacité de production des installations hydroélectriques.
• Permettre aux groupes de fonctionner au-delà de leur limite d'émissions grâce à la remise de compensations carbone, ce qui permet aux opérateurs de réseaux électriques de faire appel à une production supplémentaire en cas de besoin, tout en n'augmentant pas les résultats globaux en matière d'émissions. 
• Afin de répondre à une situation d'urgence, les gestionnaires de réseaux électriques pourront ordonner aux opérateurs de groupes de fournir de l'électricité sans qu'il soit nécessaire de demander une autorisation fédérale préalable, pendant une période de 30 jours. La quantité d'émissions pour cette période peut être soustraite au total des émissions annuelle pour ces groupes.  
• Une exemption pour les petits groupes de moins de 25 MW, y compris ceux utilisés dans les hôpitaux, les installations de sécurité publique et les communautés et régions éloignées qui ne sont pas connectées à un réseau réglementé par la North American Electric Reliability Corporation (NERC). Pour cette raison, le Règlement ne s'applique pas aux territoires.

En outre, les provinces et les territoires auront la possibilité de conclure des accords d'équivalence. Ces accords annuleront le Règlement fédéral si la province a adopté des règles qui permettent d'atteindre un niveau de réduction des émissions équivalent à celui du Règlement canadien sur l'électricité propre.

Outils et technologies pour maintenir la fiabilité

Il existe de nombreuses façons d'intégrer avec succès et de manière fiable l'énergie éolienne et solaire dans le mix électrique du Canada aux niveaux prévus pour les décennies à venir, tout en maintenant la fiabilité.

Sources distribuables

L'énergie éolienne et solaire peut être complétée par des générateurs alimentés par de l'hydroélectricité, du nucléaire ou du gaz naturel doté de dispositifs de diminution des émissions. Ces groupes peuvent augmenter la production lorsque l'énergie éolienne et l'énergie solaire produisent moins d'électricité que d'habitude, et ralentir la production lorsque l'énergie éolienne et l'énergie solaire produisent plus.

Stockage de l'énergie

Les technologies de stockage de l'énergie, telles que les batteries à l'échelle du réseau ou l'accumulation d'eau par pompage, peuvent soutenir les énergies renouvelables variables en stockant l'énergie lorsqu'il y a un excédent de production et en la restituant au réseau plus tard, en cas de besoin. Le rapport final du Conseil consultatif canadien de l'électricité conclu que ces technologies s'améliorent rapidement.

Interconnexions

Le rapport final du Conseil consultatif canadien de l'électricité identifie le renforcement et l'expansion du transport interrégional comme une mesure essentielle pour soutenir la fiabilité des réseaux électriques du Canada. Les interconnexions peuvent améliorer la fiabilité (et limiter les coûts) en exploitant les synergies entre les réseaux adjacents, en élargissant l'accès aux approvisionnements les moins coûteux, en atténuant les pics de demande coûteux et en réduisant les risques liés à l'approvisionnement. Les interconnexions peuvent faciliter le partage des capacités de réserve et de service entre les fournisseurs. Les interconnexions peuvent bénéficier d'une aide au titre du crédit d'impôt pour l'investissement dans l'électricité propre.

L'expansion des réseaux électriques sur de vastes zones géographiques peut permettre aux provinces de tirer parti des variations de la production solaire et éolienne et de gérer la demande d'électricité sur des zones plus étendues. Les interconnexions contribuent à garantir la fiabilité dans de nombreux pays européens et États américains où la production d'énergie renouvelable est importante, en facilitant les importations d'électricité lorsque l'offre locale est limitée. Le Canada dispose d'un important potentiel inexploité en ce qui concerne le développement des interconnexions entre les provinces. Les interconnexions interprovinciales peuvent bénéficier d'une aide au titre du crédit d'impôt pour l'investissement dans l'électricité propre.

Gestion de la demande et efficacité énergétique

La gestion de la demande est une stratégie que les services publics peuvent utiliser pour aider à équilibrer l'offre et la demande d'électricité, en modifiant le comportement des consommateurs. Par exemple, les services publics peuvent offrir des incitations financières ou des prix plus bas aux consommateurs ou aux entreprises qui acceptent de réduire leur consommation pendant les heures de pointe. Les améliorations de l'efficacité énergétique peuvent limiter la consommation globale d'électricité et la demande sur le réseau. Ces mesures peuvent également contribuer à rendre l'électricité plus abordable en réduisant le besoin de nouvelles capacités de production.

Fiabilité opérationnelle

ECCC a pris en compte les conditions d'inertie, de stabilité de la tension et de la fréquence afin que le Règlement n'aient pas d'impact sur la capacité des opérateurs régionaux à gérer les exigences importantes du réseau.

Les études indiquent que, bien que la nécessité de tenir compte de considérations de fiabilité telles que l'inertie et la tension tende à augmenter à mesure que la part de la production renouvelable variable augmente, l'intégration de parts élevées d'énergies renouvelables variables est gérable et réalisable.^{Note de bas de page 1}

À mesure que les réseaux intégreront plus d'énergie éolienne et solaire, le déploiement de technologies de stockage de l'énergie et de technologies de stabilisation du réseau, comme les condensateurs synchrones, pourrait être nécessaire pour maintenir la fiabilité dans certaines régions du Canada. Au cours de l'élaboration du Règlement, les services publics, les exploitants de réseaux et les gouvernements provinciaux ont été invités à fournir de l'information sur ces types d'investissements et leurs coûts, ainsi que sur les endroits où leur mise en place pourrait s'avérer nécessaire. Leur contribution a été prise en compte dans la modélisation d'ECCC.

Des projets de stockage d'énergie à grande échelle sont en cours en Alberta, en Ontario et en Nouvelle-Écosse. La Nouvelle-Écosse prévoit également de déployer des condenseurs synchrones afin de garantir une fiabilité continue à mesure que l'utilisation de l'énergie éolienne s'accroît. Au Manitoba, un groupe au charbon mis hors service a été converti en condensateur synchrone pour aider à réguler la tension du réseau.^{Note de bas de page 2}

Comment la modélisation a pris en compte la fiabilité du réseau

De nombreuses éléments ont été pris en compte pour comprendre l'impact du Règlement sur la fiabilité du réseau. Ces éléments inclus des modélisations internes approfondies, des modélisations par des tiers et de nombreux commentaires de la part des fournisseurs d'électricité. Les contributions et la collaboration des gouvernements provinciaux, des services publics et des experts ont permis d'assurer que la modélisation fédérale représentait des conditions réalistes.

La modélisation du Règlement réalisée par ECCC comprend un scénario de forte demande dans lequel la demande d'électricité double pratiquement d'ici 2050. Ce scénario tient compte de l'augmentation de la demande d'électricité provenant de nouvelles sources, telles qu'une éventuelle prolifération des centres de données à mesure que l'utilisation de l'intelligence artificielle augmente. Ce scénario est cohérent avec les prévisions actualisées de la demande récemment publiées par l'opérateur du système électrique de l'Ontario. Les prévisions de l'Ontario tiennent compte de la croissance des centres de données et prévoient que la demande augmentera de 75 % d'ici 2050.

En complément de la modélisation fédérale, le gouvernement a fait appel à des modélisateurs tiers ayant une longue expérience du secteur de l'électricité pour évaluer de manière indépendante les principaux aspects du Règlement.

Aucun des résultats de la modélisation, y compris par des experts externes, n'a révélé que le Règlement était irréalisable ou qu'elle empêcherait les provinces, les territoires et les services publics de maintenir la fiabilité du réseau.

La modélisation fédérale a notamment pris en compte la fiabilité en contraignant les modèles de sorte que la demande et les exigences d'exploitation doivent être satisfaites à tout moment, y compris pour répondre à la demande de pointe et aux marges de réserve. Des hypothèses prudentes sur le déploiement de l'énergie éolienne et solaire ont été posés, notamment en limitant le développement de l'énergie éolienne aux sites proches des lignes de transport existantes et en contraignant le modèle à ne construire l'énergie solaire que dans les zones qui disposent déjà d'une capacité ferme suffisante^{Note de bas de page 3}. En outre, la modélisation supposait que des générateurs dont la production peut être facilement distribuée, y compris des groupes de pointe de secours, soient disponibles pour répondre à la demande à tout moment. Par prudence, la modélisation n'a pas non plus supposé que de nouvelles interconnexions seraient construites même si, comme indiqué ci-dessus, des interconnexions supplémentaires pourraient permettre aux provinces de s'aider mutuellement à équilibrer l'offre et la demande et à soutenir la fiabilité.

Le réseau électrique canadien fait partie du système nord-américain de production d'électricité réglementé par la NERC. Les exigences de la NERC visent à minimiser les risques pour la fiabilité et la sécurité du réseau. La NERC collabore avec les gouvernements provinciaux et territoriaux ainsi qu'avec les gestionnaires et les exploitants de réseaux. Il s'agit notamment d'examiner comment les réseaux peuvent s'adapter à l'augmentation de l'énergie éolienne et solaire. ECCC a consulté les responsables de la NERC sur la fiabilité avant de finaliser le Règlement.

Investissements et financements fédéraux pour améliorer la fiabilité du réseau

Le gouvernement du Canada est d'accord avec le Conseil consultatif canadien de l'électricité pour dire que pour assurer la fiabilité, il faut développer l'approvisionnement, le stockage et le transport de l'électricité.

Le gouvernement a annoncé un soutien de plus de 60 milliards de dollars jusqu'en 2035 pour l'électricité propre. Il s'agit notamment de

• le crédit d'impôt à l'investissement (CII) pour l'électricité propre
• le CII sur les technologies propres
• La Banque de l'infrastructure du Canada
• le Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d'électrification
• le Volet Réseaux électriques intelligents du Programme d'innovation énergétique
• le Programme de préparation des projets d'interconnexions stratégiques
• le Fonds Fond stratégique pour l'innovation

Liens connexes

• Règlement définitif sur l'électricité propre
• Propulser le Canada dans l’avenir :  Stratégie sur l’électricité propre
• Abordabilité de l’électricité au titre du Règlement sur l’électricité propre
• L’avenir énergétique du Canada : stimuler l’emploi, les investissements et les économies en bâtissant un réseau d’électricité plus propre, abordable et fiable

Le rôle des crédits compensatoires dans le règlement sur l'électricité propre du Canada

Contexte

L'une des flexibilités du règlement est qu'il permet l'utilisation de crédits compensatoires canadiens admissibles pour les gaz à effet de serre (GES) en tant qu'option de conformité. La possibilité d'utiliser des crédits compensatoires sera disponible tout au long de la période d'application du règlement, y compris en 2050, lorsque l'utilisation de crédits compensatoires pourrait être essentielle pour atteindre la carboneutralité en compensant les émissions restantes du réseau à ce moment-là.

Chaque groupe de production d'électricité réglementé en vertu du Règlement sur l'électricité propre sera soumis à une limite annuelle d'émissions (LAE) à partir de 2035 au plus tôt. Les groupes réglementés sont autorisés à utiliser des crédits compensatoires canadiens admissibles. Cette disposition permet aux groupes de dépasser leur LEA jusqu'à un certain montant en utilisant des crédits compensatoires admissibles pour tenir compte de ces émissions supplémentaires.

La LEA est calculée sur la base de l'intensité des émissions (65 tonnes par gigawattheure [t/GWh] de 2035 à 2049) et adaptée à chaque groupe de production d'électricité en fonction de sa taille (en termes de capacité de production d'électricité en mégawatts). De même, la quantité d'émissions en sus des 65 t/GWh que chaque groupe peut compenser est calculée sur la base d'une intensité d'émissions applicable (35 t/GWh jusqu'en 2035-2049) et adaptée à la capacité de production du groupe.

Par conséquent, jusqu'en 2050, un groupe peut fonctionner à plein temps même avec une intensité d'émissions de 100 t/GWh, à condition qu'il remette les crédits de compensation nécessaires. À partir de 2050, toutes les émissions devront être compensées. L'utilisation de crédits de compensation serait autorisée jusqu'à 42 t/GWh, ce qui devrait suffire à couvrir les émissions résiduelles du réseau après 2050.

La disponibilité des crédits compensatoires

ECCC prévoit qu'un nombre suffisant de crédits compensatoires sera disponible pour être utilisé par les parties régies par le règlement à partir de 2035. Ceci pour plusieurs raisons :

1. ECCC s'attend à ce qu'un nombre suffisant de crédits compensatoires soit disponible pour être utilisé par les parties régies par le REP. La modélisation d'ECCC suggère que l'utilisation des crédits compensatoires en tant qu'option de flexibilité de conformité dans le cadre du REP serait relativement faible de 2035 à 2049, étant donné la flexibilité substantielle fournie par d'autres dispositions du REP. Les crédits compensatoires devraient être davantage utilisés à partir de 2050, pour répondre aux exigences de carboneutralité, mais cela laisse 25 ans aux marchés canadiens de crédits compensatoires pour arriver à maturité.
2. Le nombre de protocoles et de projets de crédits compensatoires enregistrés dans le Régime de crédits compensatoires pour les gaz à effet de serre de Canada augmente. Les trois protocoles fédéraux publiés^{Note de bas de page 4} génèrent déjà des projets de compensation. Un quatrième est sur le point d'être finalisé, et le gouvernement est en train d'élaborer quatre protocoles supplémentaires, dont un protocole de pointe au niveau mondial pour le captage et la séquestration du dioxyde de carbone dans l'air, dont l'avant-projet sera bientôt publié. ECCC continuera à développer des protocoles de manière continue. En outre, les crédits de compensation provinciaux reconnus pour être utilisés dans le cadre du Système de tarification fondé sur le rendement  peuvent également être utilisés dans le REP, ce qui permet d'utiliser également certains crédits dans le cadre des systèmes de compensation provinciaux existants en Colombie-Britannique et en Alberta.
3. La demande de compensations augmentant en même temps que leur valeur sur le marché, on s'attend à ce que de plus en plus d'entreprises saisissent l'opportunité du marché et se lancent dans la fourniture de ces compensations. Il en résultera des avantages économiques pour les Canadiens, notamment des emplois de qualité. En d'autres termes, à mesure que la demande et le prix offert pour les compensations augmenteront, les fournisseurs de compensations interviendront pour répondre à cette demande, comme cela s'est produit dans la croissance d'autres marchés tels que le système de plafonnement et d'échange de la Western Climate Initiative entre la Californie et le Québec.

Garantir la qualité des crédits compensatoires

Les crédits compensatoires enregistrés dans le cadre du système canadien de crédits compensatoires pour les gaz à effet de serre représentent des réductions d'émissions vérifiées qui répondent à des critères rigoureux visant à garantir l'intégrité environnementale, y compris des exigences selon lesquelles les compensations doivent être permanentes et représenter un avantage supplémentaire (c.-à-d. qu'elles n'auraient pas eu lieu autrement). Ces compensations permettent de réduire les émissions ou de les éliminer de l'environnement. Chaque crédit compensatoire de GES est égal à une tonne d'équivalent de dioxyde de carbone (t CO2e) réduite ou supprimée.

Le Règlement autorise l'utilisation de crédits compensatoires pour répondre à des obligations qui se chevauchent dans le cadre de systèmes de tarification du carbone éligibles et du Règlement, pour autant que certaines conditions soient respectées afin de garantir que les deux outils politiques fonctionnent conformément à leurs objectifs. C'est ce que l'on appelle la "reconnaissance croisée", qui permet d'éviter la remise de plusieurs crédits compensatoires pour la même tonne d'émissions.

Informations complémentaires sur les compensations

• Régime de crédits compensatoires pour les gaz à effet de serre du Canada
• Liste des programmes et protocoles de crédits compensatoire reconnus pour le STFR fédéral
• Règlement fédéral sur le système de tarification fondé sur le rendement
• Boîte à outils pour les crédits compensatoires pour les gaz à effet de serre