Fin du charbon

Document d’introduction sur la modernisation de l’approvisionnement en électricité en Ontario.

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Les raisons d’éliminer le charbon

La province de l’Ontario, Canada, est la première région d’Amérique du Nord, pourtant fortement dépendante du charbon, à avoir éliminé complètement le charbon dans sa production d’électricité.

L’histoire a vraiment débuté en 2001, lorsque la province a annoncé la fermeture de la centrale de Lakeview de 2 400 MW.

En 2001, l’Ontario a émis plusieurs avis de smog pour 23 jours, ce qui était un record à l’époque. 2005 reste la pire année de tous les temps, avec 15 avis de smog pour 53 jours (sources: Air Quality in Ontario 2002 report; Air Quality Ontario summary of smog advisories 2003-2014). En 2005, une étude indépendante a estimé que le cout total annuel des centrales au charbon, incluant l’impact financier, environnemental et les conséquences pour la santé, s’élevait à 4,4 milliards de dollars ($ de 2004).

Histoire de l’Ontario

Le charbon, qui représentait 25 % de l’approvisionnement diversifié de l’Ontario en 2003, est passé à zéro en 2014, alors que la fiabilité du réseau et l’approvisionnement domestique se sont améliorés. L’abandon des centrales à charbon est la plus grande initiative pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre prise sur le continent et a principalement permis à l’Ontario d’atteindre en 2014 son objectif ambitieux de réduction des émissions de 6 %, en dessous des niveaux de 1990.

L’élimination des centrales au charbon est le résultat d’un effort concerté entre le ministère de l’Énergie de l’Ontario et deux de ses agences :

  • Ontario Power Generation (OPG), le plus grand producteur d’électricité de la province, principalement grâce à ses sites nucléaires et hydroélectriques;
  • La Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), dont les fonctions incluent l’approvisionnement en électricité et la planification du réseau électrique sur le long terme.

Capacité totale de production au charbon à la fin de l’année

Capacité totale de production au charbon à la fin de l’année

 

Année 2003 2005 2010 2011 2012 2013 2014
mégawatts (MW) 7587 6437 4487 3507 3296 306 0

Plan d’action

En 2001, l’Ontario possédait cinq centrales au charbon, composées de 19 unités totalisant près de 8 800 MW. Cette année-là, la province a annoncé son intention de fermer les quatre unités restantes de la centrale de Lakeview (2 400 MW).

En 2003, l’Ontario s’est engagé à éliminer toutes ses centrales au charbon dans le cadre d’une approche progressive. Lakeview a cessé ses activités en 2005, suivie par Atikokan en 2012, Lambton et Nanticoke en 2013, et Thunder Bay en 2014.

La SIERE devait s’assurer de la fiabilité et de la durabilité du réseau pendant et après l’élimination progressive du charbon.

Un certain nombre de centrales au gaz ont été construites pour remplacer une bonne partie des centrales au charbon mises hors service; elles ont été exploitées pendant 2 à 3 saisons de pointe (été et hiver) et ont dû démontrer une performance satisfaisante et fiable avant que la SIERE n’autorise la fermeture contrôlée de l’ensemble des centrales au charbon.

La mise en service d’un grand nombre de centrales avec un type de carburant différent du charbon posait de nouvelles difficultés administratives et opérationnelles :

  • Créer de nouveaux processus de suivi et d’établissement de rapports;
  • Mettre davantage l’accent sur la coordination entre le gaz et l’électricité;
  • S’adapter aux nouvelles caractéristiques techniques, comme les délais de montée en puissance.

OPG a établi un calendrier pour l’élimination progressive du charbon, basé sur le type de carburant, la flexibilité en carburant, les émissions, l’état des unités, la main d’œuvre et l’emplacement géographique. Ce calendrier de mise hors service a été créé dans le cadre d’une approche progressive afin de :

  • Permettre une certaine flexibilité en cas de modification des prévisions de l’offre et de la demande;
  • Gérer l’approvisionnement en combustible;
  • Permettre une gestion efficace de la main-d’œuvre;
  • OPG a offert un délai d’environ 18 mois pour réduire le champ et l’ampleur des opérations;
  • OPG a optimisé les stocks de charbon en développant une stratégie de mise en marché de l’électricité produite à partir du charbon. Cette stratégie a permis d’augmenter/réduire le taux de consommation du charbon afin de réduire les stocks disponibles en prévision des dates de fermeture.

OPG a créé une équipe chevronnée multidisciplinaire, composée de spécialistes de l’exploitation des centrales, de l’approvisionnement en combustible, de la planification et de la prévision de l’énergie et des opérations marketing.

La SIERE devait adopter des approches nouvelles pour gérer une production variable (c’est-à-dire éolienne et solaire), y compris :

  • Augmenter la visibilité de la production variable actuelle;
  • Améliorer les méthodes pour prévoir la production variable;
  • Définir des processus pour répartir les ressources de production variable.

L’Ontario a défini ses engagements au travers du règlement de 2007 sur l’arrêt de l’utilisation du charbon (Cessation of Coal Use Regulation, en anglais uniquement), lequel fixe une date finale pour le 31 décembre 2014, et de la Loi sur l’abandon du charbon pour un air plus propre (2015, en attente d’une approbation législative), qui stipule que le charbon ne peut plus être utilisé à l’avenir pour produire de l’électricité en Ontario.

Centrales au charbon en Ontario :

  • Centrale de Nanticoke (3 940 MW)
  • Centrale d’Atikokan (211 MW)
  • Centrale de Thunder Bay (306 MW)
  • Centrale de Lambton (1 980 MW)
  • Centrale de Lakeview (2 400 MW)
  • Centrale de Hearn (1 200 MW) – fermée en 1983

Plan d’action  – Calendrier des événements

2001:   L’Ontario annonce qu’il fermera la centrale de Lakeview

2003:   L’Ontario s’engage à mettre hors service les centrales au charbon d’ici à 2007

2005:   La Centrale de Lakeview Ferme

L’Ontario ajuste son objectif de mise hors service à 2009 afin de garantir la fiabilité du réseau

2006:   Le ministère de l’Énergie charge l’ancien Office de l’électricité de l’Ontario (OEO) de planifier la mise hors service des centrales au charbon le plus tôt possible, tout en garantissant la fiabilité et la capacité du réseau

2007:   Le règlement sur l’arrêt de l’utilisation du charbon fixe une date finale pour le 31 décembre 2014

2009:   La Loi de 2009 sur l’énergie verte et visant à développer une économie verte s’engage à ajouter de nouvelles sources d’énergie renouvelable et propre dans le réseau électrique et à encourager les économies d’énergie

2010:   Le Plan énergétique à long terme (PELT) de 2010 s’engage à mettre hors service les centrales au charbon d’ici 2014

2012:   La centrale d’Atikokan ferme

La Loi sur l’abandon du charbon pour un air plus propre est déposée

2013:   Les centrales de Nanticoke et de Lambton ferment

2014:   La centrale de Thunder Bay ferme

2015:   Les centrales d’Atikokan et de Thunder Bay rouvrent, alimentées par de la biomasse

Les centrales au charbon ont été mises hors service de façon progressive entre 2003 et 2014, afin de maintenir la fiabilité et l’efficacité opérationnelle du réseau.

Centrales 2003 2005 2010 2011 2012 2013 2014
Lakeview 1 150
Nanticoke 3 940 3 940 2 960 1 980 1 980
Lambton 1 980 1 980 1 010 1 010 1 010
Thunder Bay 306 306 306 306 306 306 (Avril)
Atikokan 211 211 211 211
Total 7 587 6 437 4 487 3 507 3 296 306 0

Remarque : La centrale de Hearn a fermé en 1983

Un nouvel approvisionnement diversifié pour l’Ontario

L’électricité produite à partir du charbon a été remplacée par une combinaison de production de pointe, de base et intermittente, et une approche vigoureuse de conservation et de gestion de la demande

Nucléaire: +1 500 MW

Deux unités de Bruce Power ont été remises en état et en service en 2012.

Gaz naturel: +5 500 MW

Ajout de nouvelles installations à cycle combiné, une centrale de pointe et des centrales combinées électricité-chaleur.

Énergies renouvelables autres que l’hydroélectricité: +5 500 MW

Augmentation de la production notamment grâce au programme d’offre standard en matière d’énergie renouvelable (POSER) et au programme de tarifs de rachat garantis (TRG).

Pourcentage de la production totale (2003)

Graphique : Pourcentage de la production totale (2003)

 Énergie Pourcentage de la production totale (2003)
Énergie nucléaire 42%
Gaz 11%
Énergie hydraulique 23%
Charbon 25%

Pourcentage de la production totale (2014)

Graphique : Pourcentage de la production totale (2014)

Énergie Pourcentage de la production totale (2014)
Énergie nucléaire 60%
Gaz 9%
Énergie hydraulique 24%
Énergies renouvelables autres que l’hydroélectricité 7%

Planification énergétique postérieure à l’élimination du charbon

L’Ontario a exposé sa stratégie énergétique postérieure à l’élimination du charbon dans son Plan énergétique à long terme (PELT) de 2013, conçu autour de cinq principes :

  • Rentabilité;
  • Fiabilité;
  • Énergie propre;
  • Engagement communautaire, et;
  • Priorité à la conservation et à la gestion de la demande plutôt qu’à la construction de nouvelles installations de production.

Ce plan fixe des objectifs d’approvisionnement pour différents types de production d’énergie, afin de garantir la fiabilité du réseau pour une durée de 20 ans. Le PELT comprend des engagements pour des pratiques exemplaires, telles que le stockage de l’énergie et la facturation nette.

L’Ontario aujourd’hui

L’Ontario a une capacité de production en énergie éolienne, solaire, hydroélectrique et de bioénergie de plus de 14 800 MW, et des projets d’énergie renouvelable de près de 3 000 MW en cours de développement.

L’Ontario disposera d’une capacité de production de 20 000 MW en énergie renouvelable d’ici à 2025, soit près de la moitié de sa capacité installée.

Deux centrales à charbon ont été converties pour être alimentées par de la biomasse. Par conséquent, l’Ontario a réussi à préserver le développement économique local et les emplois, et à bâtir de nouvelles capacités de recherche dans le secteur de la biomasse (c’est-à-dire créer un centre de recherche sur la biomasse).

  • La centrale de Thunder Bay de 153 MW est désormais exclusivement alimentée par de la biomasse avancée, qui possède les mêmes caractéristiques de stockage et de manipulation que le charbon, mais qui produit 75 % moins de NOx et pratiquement aucun SOx. La centrale abrite également le Bioenergy Learning Research Centre d’OPG;
  • La centrale d’Atikokan de 205 MW est désormais la plus grande installation alimentée à 100 % par de la biomasse en Amérique du Nord, et entièrement par des producteurs locaux.

Avantages pour l’Ontario

Grâce à la mise hors service des centrales au charbon, l’Ontario a transformé son approvisionnement diversifié, ce qui a permis de diminuer ses émissions de GES, d’oxydes de soufre, d’oxydes d’azote et de mercure. Cette opportunité a contribué au développement et à la croissance du secteur des énergies renouvelables en Ontario.

Les initiatives de l’Ontario en matière d’énergie propre ont attiré des milliards de dollars en investissements publics et privés, généré des milliers d’emplois et considérablement augmenté la quantité d’énergie propre dans notre approvisionnement diversifié.

L’Ontario a le secteur des technologies propres qui a connu la croissance la plus rapide au Canada, et a le potentiel de fournir les modules photovoltaïques, les éoliennes et les composants associés fabriqués en Ontario, ainsi que son expertise, aux marchés extérieurs. Plus de 30 entreprises de production d’équipement d’énergie solaire et éolienne sont situées en Ontario.

La province travaille avec les municipalités et les développeurs pour aider à faire en sorte que les projets d’énergie renouvelable qui sont développés soient rentables et bien accueillis.

Réductions des émissions du secteur de l’électricité en Ontario

2005 Diminution 2015 (est.)
GHG (MT) 32,9 87% 4,25
NOx (T) 48,1 86% 6,8
SOx (T) 114,3 99.6% 0,4
Hg (kg) 326 100% 0,0

Prévisions des émissions de mercure

Graphique : Prévisions des émissions de mercure

Année 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
émissions de mercure 326 280 338 213 80 119 57 16 5 0 0 0 0 0
Année 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
émissions de mercure 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Prévisions d’émissions des gaz à effet de serre

Graphique  : Prévisions d’émissions des gaz à effet de serre

année 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
émissions des gaz à effet de serre 32,90 27,50 30,90 26,40 17,20 19,60 14,80 12,61 6,94 5,41 4,25 3,72 3,77 4,42
année 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
émissions des gaz à effet de serre 4,63 4,61 7,32 7,41 7,71 7,36 7,19 6,32 6,94 7,02 7,63 7,98 8,05 7,96

Prévisions d’émissions d’oxydes d’azote, d’oxydes de soufre et de particules fines

Graphique: Prévisions d’émissions d’oxydes d’azote, d’oxydes de soufre et de particules fines

Year 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
NOx 48143 38955 43846 38314 24389 28130 18988 6712 8609 7685 6830 6146 5587 6312
SOx 114323 87932 105420 76020 30768 38448 11971 7347 2495 439 407 384 403 472
PM 2.5 1787 1529 1876 1314 1779 2120 562 1324 1801 1613 1330 1193 1205 1413
Year 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
NOx 7107 7532 10324 10072 10118 9984 9855 9505 9710 9872 10019 10206 10078 10028
SOx 532 572 791 795 799 791 785 764 779 784 797 803 794 781
PM 2.5 1508 1538 2288 2285 2356 2257 2220 2024 2172 2183 2359 2400 2422 2376

Les raisons d’éliminer le charbon

La combustion du charbon pour la production d’électricité est une source importante d’émissions de gaz à effet de serre, de pollution atmosphérique locale et régionale, et d’émissions de mercure. Les défenseurs des centrales au charbon ont longtemps fait valoir qu’il n’existait pas d’alternatives viables permettant de produire une énergie électrique fiable et abordable, en particulier dans les régions sans approvisionnement hydroélectrique.

La rentabilité à long terme du nucléaire, l’expansion de l’approvisionnement en gaz naturel, les énergies renouvelables de plus en plus abordables et les améliorations en matière de conservation et de gestion de la demande indiquent qu’il existe désormais un certain nombre d’options d’approvisionnement plus propres qui sont disponibles.

Si l’on tient compte des considérations environnementales et celles liées à la qualité de l’air, il semble très souhaitable d’éliminer l’utilisation du charbon pour la production d’électricité.

Comme de plus en plus de régions introduisent des objectifs de réduction des gaz à effet de serre et le prix du carbone, les réseaux d’électricité sont amenés à devoir changer leur approvisionnement diversifié, afin de garantir la fiabilité et le contrôle des couts tout en diminuant les émissions.

Les mérites d’éliminer les centrales au charbon incluent :

Économie

  • L’augmentation de l’approvisionnement en gaz naturel en Amérique du Nord a fait baisser les prix et a rendu la production d’électricité à l’aide du gaz naturel plus compétitive;
  • Le cout des énergies renouvelables, en particulier photovoltaïques, a régulièrement diminué et devrait continuer à s’améliorer;
  • La croissance économique est de plus en plus découplée de la demande énergétique;
  • La conservation reposant sur les technologies permet de réduire la demande.

Environnement

  • L’utilisation du charbon est une importante source de polluants atmosphériques, incluant les oxydes d’azote (NOx), les oxydes de soufre (SOx), le mercure et les particules fines (PM);
  • Les objectifs en matière de réduction des GES favorisent l’adoption de technologies plus propres.

Les clés du succès

L’expérience de l’Ontario peut être reproduite dans d’autres régions, tout en maintenant la fiabilité du réseau. Voici quelques-uns des enseignements que nous avons tirés de cette expérience.

  • Construire une grande équipe de mise en œuvre: Le ministère de l’Énergie travaille avec OPG et la SIERE. OPG a créé une équipe chevronnée multidisciplinaire, composée de spécialistes de l’exploitation des centrales, de l’approvisionnement en combustible, de la planification et de la prévision de l’énergie et des opérations marketing. La SIERE s’est chargée de l’approvisionnement en électricité et de la planification du réseau électrique sur le long terme;
  • Gérer votre approvisionnement: OPG a optimisé les stocks de charbon en développant une stratégie de mise en marché de l’électricité produite à partir du charbon. Cette stratégie a permis d’augmenter/réduire le taux de consommation du charbon afin de réduire les stocks disponibles en prévision des dates de fermeture;
  • Développer un plan coordonné à long terme, incluant la conversion des infrastructures existantes et la modification de l’approvisionnement diversifié;
  • Prévoir une certaine flexibilité en cas de modification des prévisions de l’offre et de la demande;
  • Examiner les moyens d’atténuer la hausse des prix dans le secteur (c’est-à-dire développer des programmes pour les entreprises et les particuliers);
  • Avoir un approvisionnement diversifié pour réduire la dépendance à une source unique;
  • Prendre le temps nécessaire pour bien faire les choses: adopter une approche planifiée et progressive pour garantir la fiabilité du réseau;
  • Se tenir prêt à développer de nouvelles approches pour surveiller et exploiter différents types de production;
  • Intégrer la main d’œuvre: Obtenir l’accord des syndicats, s’assurer de la disponibilité du personnel opérationnel le dernier jour d’exploitation. Équilibrer le personnel pendant son déclassement et conserver les rôles clés;
  • La planification des communications est essentielle pour anticiper et traiter les questions du public et des intervenants (par exemple, l’impact sur les prix, la fiabilité du réseau et les problèmes d’adéquation).

Partager les enseignements de l’Ontario

Grâce à son expérience dans le remplacement des centrales au charbon par une combinaison de sources propres d’électricité et une gestion de la demande, l’Ontario peut offrir des orientations et des conseils dans des domaines clés, incluant :

  • La planification et la modélisation à long terme de la demande et l’approvisionnement énergétique;
  • L’approvisionnement en énergie et la gestion des contrats;
  • Le développement et la mise en œuvre du réseau intelligent;
  • L’intégration des énergies renouvelables;
  • La planification et la mise en œuvre de la conservation et de la gestion de la demande.

Il est possible que OPG s’associe à d’autres régions cherchant à convertir leurs centrales au charbon en nouvelle forme d’énergie propre ou à construire des centrales alimentées à la biomasse avancée.

Annexe A

Image: Approvisionment diversifié de l'Ontario, 2014

Annexe B: Détails des centrales au charbon en 2003

Centrale Nombre d’unités Type de carburant Type de livraison Emplacement
Atikokan 1 Lignite Train Nord-ouest de l’Ontario
Thunder Bay 2 Lignite/ Mélange du basin nord de la rivière Powder Train/bateau Nord-ouest de l’Ontario
Lambton 4 2 unités (avec système d’épuration) – Charbon à haute teneur en soufre2 unités – Charbon à faible teneur en soufre Bateau Sud de l’Ontario
Nanticoke 8 Bassin sud de la rivière Powder / Mélange à faible teneur en soufre Bateau Sud de l’Ontario
Lakeview 4 Charbon à faible teneur en soufre Bateau Sud de l’Ontario

Le calendrier pour l’élimination progressive du charbon était le suivant:

  • Quatre unités de Lakeview
  • Deux unités de Lambton (avec du charbon à faible teneur en soufre)
  • Quatre unités de Nanticoke
  • Quatre unités de Nanticoke
  • Deux unités de Lambton (avec du charbon à haute teneur en soufre) et une unité d’Atikokan
  • Deux unités de Thunder Bay