Rapport final du Groupe de travail sur le Commerce interprovincial de l’électricité entre l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador (CIEONL)

Résumé

Contexte

Dans son plan énergétique à long terme de 2013 (PELT 2013), l’Ontario s’est engagé à étudier la possibilité d’importer de l’électricité propre et garantie comme source d’approvisionnement en électricité pour la province.

Les ressources en électricité propre de Terre-Neuve-et-Labrador devraient dépasser ses propres besoins en approvisionnement dans un avenir proche :

  • La centrale des Chutes Churchill, dont la production s’élève à 5 428 mégawatts (MW), a actuellement de l’électricité disponible pour l’exportation.
  • En 2020, la nouvelle centrale hydroélectrique que Terre-Neuve-et-Labrador est en train de construire aux chutes Muskrat aura, elle aussi, de l’électricité disponible pour l’exportation.

En outre, Terre-Neuve-et-Labrador offre d’énormes possibilités d’importation pour l’avenir, avec la production de 2 250 MW environ d’hydroélectricité supplémentaire sur l’île Gull, la phase 2 du projet du cours inférieur du fleuve Churchill, ainsi que d’autres projets éventuels éoliens et hydroélectriques de plus petite taille. Nalcor recherche sérieusement des marchés pour la production d’électricité à partir de ces ressources.

Lors de la Conférence des ministres de l’Énergie et des Mines (CMEM 2015) de 2015, l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador se sont engagés à étudier la possibilité d’importer de l’électricité propre et fiable de Terre-Neuve-et-Labrador en Ontario.

Un groupe de travail, composé de représentants des gouvernements provinciaux ainsi que de représentants de la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) de l’Ontario et de Nalcor Energy, société énergétique provinciale de Terre-Neuve-et-Labrador, a été créé.

Comme stipulé dans le Mandat du Groupe de travail (voir l’annexe A), les membres étaient chargés d’élaborer un rapport provisoire et un rapport final pour être présentés aux deux ministres de l’Énergie.

Le rapport provisoire a été remis aux ministres de l’Énergie en février 2016. Le rapport final fait état des facteurs techniques et économiques ayant une incidence sur le commerce de l’électricité entre l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador. Il comprend également d’autres perspectives sur les occasions possibles futures de commerce d’une électricité propre entre les deux provinces.

Survol des résultats

Selon la SIERE, tel énoncé dans les Perspectives provinciales de l’Ontario (PPO), une pénurie d’approvisionnement en électricité pourrait poindre dans le milieu des années 2020. Les besoins en approvisionnement de l’Ontario dépendront principalement des conditions de la demande dans la province (par ex., les niveaux d’électrification pour le chauffage et le transport, etc.). Des pénuries d’électricité apparaissent régulièrement dans les scénarios de demande élevée/d’électrification des PPO.

Au milieu des années 2020, Terre-Neuve-et-Labrador devrait avoir un surplus de capacité et d’énergie provenant de ses ressources courantes et de ses nouvelles installations actuellement en construction. L’énergie pourrait être livrée en Ontario en transitant par le Québec ou le nord-est des États-Unis. La route par les États-Unis est techniquement faisable, mais le scénario le plus probable pour livrer de grandes quantités d’énergie de Terre-Neuve-et-Labrador dans l’Ontario serait le Québec, la distance étant plus courte. Le choix d’un transit par le Québec impliquerait la participation du Québec, en vertu des conditions du Tarif d’accès ouvert au réseau de transports (TAORT).

Les ressources existantes, engagées et allouées de l’Ontario, notamment les rénovations prévues pour le nucléaire, devraient suffire pour satisfaire aux perspectives de la SIERE jusqu’en 2035 lorsque la demande est faible ou stable, à partir du moment où les ressources prévues de l’Ontario sont mises en œuvre et les ressources existantes continuent de fonctionner. Au vu des prévisions de la demande actuelle de l’Ontario, de l’investissement nécessaire dans des infrastructures afin de faciliter une entente, ainsi que de l’incertitude liée à l’implication de transporteurs tiers, le Groupe de travail recommande de ne prendre, pour l’instant, aucune disposition immédiate en vue de négocier une entente de commerce d’électricité.

Toutefois, dans le cas où l’Ontario verrait ses perspectives de demande s’accroître ou se profiler des difficultés d’approvisionnement imprévues, les deux provinces pourraient alors envisager la possibilité d’importer de l’électricité propre et fiable de Terre-Neuve-et-Labrador dans l’Ontario.

Dans ce cadre, il serait alors avantageux pour l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador d’amorcer des pourparlers réguliers sur les conditions, les besoins et les occasions futurs qui permettraient aux provinces de faire progresser leurs intérêts généraux en matière d’énergie et de changement climatique.

1.0 Besoins et solutions en approvisionnement

1.1 Prévisions des besoins pour le réseau de l’Ontario

L’Ontario a mis en œuvre un programme de plafonnement et d’échange qui limitera les émissions de gaz à effet de serre (GES) et permettra de lutter contre le changement climatique. À ce jour, l’Ontario a pris d’importantes mesures en vue de réduire les émissions de GES dans le secteur de l’électricité, notamment en éliminant les centrales au charbon et en investissant dans des productions d’électricité connexes sans émissions. En juin 2016, l’Ontario a publié son Plan d’action quinquennal contre le changement climatique (PACC), qui décrit comment le produit des enchères de plafonnement et d’échange sera utilisé pour financer d’autres mesures visant à réduire les émissions de GES. Le 22 mars 2017, l’Ontario tient ses premières enchères de plafonnement et d’échange.

En septembre 2016, la SIERE a publié son dernier document de planification visant à étayer les consultations publiques du ministère de l’Ontario et la mise à jour de son Plan énergétique à long terme de 2013 (PELT 2013). Les Perspectives de planification de l’Ontario (PPO) 2016 de la SIERE examinent les besoins en approvisionnement selon quatre perspectives de demande d’électricité.

Les quatre perspectives pour la demande d’électricité de l’Ontario sont :

  • Perspective A (ou « Perspective de faible demande »), qui étudie les conséquences d’une diminution de la demande en électricité;
  • Perspective B (ou « Perspective d’une demande stable »), qui étudie un niveau de demande à long terme assez proche de celui qui existe aujourd’hui;
  • Perspectives C et D (ou « Perspectives d’une demande plus importante »), qui étudient l’augmentation des niveaux de la demande dictée par différents niveaux d’électrification liés aux choix de politiques sur le changement climatique.1

Figure 1 : demande d’énergie nette de l’Ontario selon les quatre perspectives de demande (en anglais seulement)2

Graphique représentant visuellement les données de la figure 1

2: Source : SIERE, PPO 2016

Figure 1 : Demande d’énergie nette de l’Ontario (TWh)
Année Perspectives A Perspectives B Perspectives C Perspectives D
2015 142,5 142,5 142,5 142,5
2016 143,0 143,4 143,5 143,5
2017 141,9 142,9 143,2 143,2
2018 140,6 142,7 143,7 144,3
2019 138,9 142,2 144,2 145,3
2020 137,7 142,2 145,1 146,9
2021 136,1 141,7 145,6 148,1
2022 135,0 141,6 146,6 149,9
2023 134,1 141,5 147,7 151,9
2024 133,5 141,7 149,3 154,4
2025 132,5 141,5 150,4 156,5
2026 131,7 141,2 151,7 158,8
2027 131,2 141,5 153,5 161,7
2028 131,0 142,1 155,9 165,3
2029 130,8 142,4 158,0 168,6
2030 130,7 142,8 160,5 172,4
2031 130,7 143,3 163,1 176,3
2032 131,0 144,0 166,2 181,0
2033 131,5 145,0 169,4 185,6
2034 132,3 146,3 173,1 191,0
2035 133,4 147,8 177,1 196,7

Selon l’analyse des PPO de la SIERE, l’Ontario se trouve en excellente position pour répondre de manière fiable aux diverses perspectives de demande décrites ci-dessus, en raison des éléments suivants :

  • La capacité des ressources qui existent aujourd’hui (ressources existantes);
  • Les ressources obtenues, mais pas encore mises en service (ressources engagées);
  • Les ressources pas encore obtenues ou acquises, mais qui ont été allouées pour répondre aux objectifs des politiques gouvernementales énoncées dans le Plan énergétique à long terme de 2013 (PELT 2013) et ailleurs (ressources allouées).

Chaque perspective de demande de la SIERE fait appel à différents besoins en approvisionnement. Les Perspectives A et B peuvent nécessiter un surcroît de capacité par le biais des ressources de pointe, si certaines de nos unités actuelles cessent de fonctionner. Même si la province prévoit d’avoir une production énergétique suffisante dans le cadre de ces perspectives, une capacité plus importante pourrait s’avérer nécessaire en vue de satisfaire aux besoins du réseau en période de pointe. Cette capacité devra être souple pour une mise en marche ou à l’arrêt rapide et être augmentée en vue de répondre aux besoins de charge pendant ces heures de pointe.

Les scénarios d’une électrification importante (Perspectives C et D) nécessiteront probablement un surcroît de capacité ainsi qu’une production énergétique en vue de satisfaire aux marges de réserve. Ce qui impliquerait un ensemble de ressources pouvant subvenir à la capacité de pointe décrite ci-dessus et produire de l’énergie de manière efficace à n’importe quelle heure.

Une fois le besoin en approvisionnement identifié, les initiatives de renouvellement du marché de la SIERE3

devraient être en place, en vue de faciliter l’acquisition des ressources nécessaires pour répondre aux besoins du réseau de l’Ontario. Le renouvellement du marché implique la mise en place d’une enchère des capacités de l’Ontario qui permettra de répondre aux besoins croissants de capacité. Les participants à l’enchère devraient comprendre les ressources existantes de l’Ontario dont les contrats expirent, ainsi que les nouveaux concurrents souhaitant pénétrer les marchés de l’Ontario.

3: Le projet de Renouvellement du marché de la SIERE vise à cerner les possibilités de créer un marché qui reflète la valeur des actifs de façon régulière et transparente, et qui est prêt à affronter les changements futurs. Pour obtenir de plus amples renseignements, consultez la partie 3.1.

Selon l’analyse actuelle de la SIERE, l’Ontario devrait avoir une capacité totale installée de 40 000 MW environ d’ici 2035 (soit une capacité effective de 30 000 MW environ en période de pointe). Cependant, environ la moitié de cette capacité installée sera arrivée à échéance du contrat actuel d’ici 2035.

La figure ci-dessous illustre l’offre disponible en période de pointe pour les quatre scénarios de demande.

Figure 2 : offre disponible en période de pointe par rapport aux besoins totaux des ressources (en anglais seulement)4

Graphique représentant visuellement les données de la figure 2

4: Source : SIERE

Figure 2 : Apport de la capacité pendant le pic estival, prévisions pour la période 2016-2035 (MW)
Année Énergie existante Centrales nucléaires remises à neuf Prévue, pas encore en ligne Marchés prescrits Ressources en période de forte demande Contrats arrivés à expiration Total des ressources disponibles
2016 30122,1628 0 183,2072038 0 30305,37 31,3696003 30336,7396
2017 28724,43915 0 898,885934 17,37949985 29640,70459 477,0886727 30117,79326
2018 28476,83198 0 1304,932027 198,7532792 29980,51729 724,6958482 30705,21314
2019 28197,93202 0 2146,530661 318,1461794 30662,60886 1086,982409 31749,59127
2020 26336,39445 878,0045756 2359,613276 136,115177 29710,12748 1251,803407 30961,93088
2021 25455,64555 878,0045756 2426,527934 255,1651758 29015,34323 1263,052731 30278,39597
2022 25337,1767 878,0045756 2451,460259 315,4831755 28982,12471 1381,40637 30363,53108
2023 20496,69715 1756,009151 2451,496331 559,1598196 25263,36245 3560,216369 28823,57882
2024 19792,72316 3452,72572 2452,408375 751,7253739 26449,58263 4264,996467 30714,5791
2025 16950,65296 3452,72572 2452,408375 993,0859363 23848,87299 4276,250688 28125,12367
2026 15557,79853 5084,395275 1952,408375 1055,779594 23650,38178 4850,393141 28500,77492
2027 15510,19853 5084,395275 1952,408375 1055,779594 23602,78178 4897,791542 28500,57332
2028 14666,41454 5851,211263 1952,408375 1176,385 23646,41917 4940,145533 28586,56471
2029 11600,52466 5851,211263 1949,579175 1176,385 20577,7001 8008,864478 28586,56457
2030 9596,144452 6669,923256 1948,640588 1176,385 19391,0933 9195,471299 28586,56459
2031 8682,400033 6669,923256 1822,954649 1176,385 18351,66294 10234,90168 28586,56462
2032 8127,537567 7487,81326 1751,688747 1176,385 18543,42457 10861,03002 29404,4546
2033 7904,023816 7487,81326 1745,627812 1176,385 18313,84989 11090,60471 29404,4546
2034 7502,836857 8306,525253 1726,183051 1176,385 18711,93016 11511,23643 30223,16659
2035 7144,681471 8306,525253 1701,238382 1176,385 18328,83011 11894,33648 30223,16659
Figure 2 : Surutilisation/déficit des capacités pendant le pic estival pour l’ensemble des perspectives relatives à la demande, 2016-2035 (MW)
Année Perspectives A Perspectives B Perspectives C Perspectives D
2016 2267.141684 2179.270294 2199.996642 2199.996642
2017 1987.463308 1772.594776 1934.293544 1934.293544
2018 2993.894138 2601.448739 2498.511551 2430.618253
2019 4366.21301 3749.844656 3524.152976 3386.440486
2020 2776.14229 1956.016497 1750.326208 1541.208008
2021 2334.523083 1328.651893 1020.141148 738.0891869
2022 2594.737511 1422.323585 1031.088155 674.9009376
2023 1288.184654 -8.46415578 -605.4820592 -1037.164336
2024 3240.025114 1789.326401 1221.352617 712.9752704
2025 1217.034989 -332.3194475 -1522.931206 -2109.888759
2026 1679.568269 36.26585466 -1221.735348 -2270.873677
2027 1772.70838 -4.576326578 -1374.951586 -2363.196967
2028 1947.745984 55.8610805 -1434.133759 -3281.791071
2029 1950.713675 -47.94309505 -1720.640302 -4297.737042
2030 1945.329345 -155.9213561 -2307.36922 -4730.834717
2031 2243.708262 74.84193703 -2506.089817 -6900.475425
2032 2877.302483 608.1694463 -2431.250876 -7524.839181
2033 2740.027163 380.636045 -3431.836802 -9250.899633
2034 4421.219815 1969.943609 -2735.130008 -9254.774938
2035 4249.758405 1712.793662 -3931.826551 -11200.24985

Il y a bien évidemment des risques qui pourraient affecter la disponibilité de l’approvisionnement dans le cadre des Perspectives de planification de la SIERE. Entre autres, le risque de délais de mise en œuvre, comme le programme de rénovation du nucléaire ou les répercussions du vieillissement sur le rendement du parc de production d’électricité. Ce risque a été pris en compte dans les besoins de réserve par la SIERE.

Les ressources planifiées, notamment les ressources existantes, engagées et allouées, devraient suffire pour satisfaire aux perspectives d’une demande stable de la SIERE (soit la Perspective B). D’autres ressources seront nécessaires pour répondre à une hausse de la demande, comme dans le cadre des Perspectives C et D. Les importations d’électricité pourraient se révéler un produit concurrentiel qui permettrait de répondre aux besoins des scénarios d’une demande stable ou plus élevée.

1.2 Solutions d’approvisionnement pour Terre-Neuve-et-Labrador

Terre-Neuve-et-Labrador possède un bon nombre de solutions en matière d’approvisionnement en électricité propre, qui peuvent aider l’Ontario à répondre à ses besoins futurs éventuels en électricité. En outre, grâce à son vaste réseau de réservoirs hydroélectriques et sa capacité inhérente à répartir son parc en fonction des besoins des clients, Terre-Neuve-et-Labrador est en mesure d’adapter ses portefeuilles d’approvisionnement au profil de demande de l’Ontario, susceptible de changer au fil du temps et assujetti aux contraintes de transport.

Les occasions de partenariat peuvent être envisagées selon trois catégories présentées dans la figure ci-dessous :

  • L’énergie existante avec la capacité de transport existante;
  • Une capacité et une énergie supplémentaires avec la capacité de transport existante;
  • Une capacité et une énergie supplémentaires avec une capacité de transport plus importante.

Figure 3 : solutions d’approvisionnement pour Terre-Neuve-et-Labrador (en anglais seulement)

Une carte représentant les conduites (nouvelles et existantes) et les sources d’alimentation du nord-est des États-Unis, de l’est de l’Ontario, du Québec, du Nouveau-Brunswick, de l’Île-du-Prince-Édouard, de Nouvelle-Écosse, de Terre-Neuve-et-Labrador.

L’énergie existante avec la capacité de transport existante

À l’instar du surplus d’énergie de Terre-Neuve-et-Labrador offert aujourd’hui sur le marché de l’Ontario par la réservation de transit de 265 MW de Nalcor par le Québec, le surplus d’énergie de Terre-Neuve-et-Labrador sera pour l’Ontario une solution d’approvisionnement en énergie pendant longtemps encore.

En attendant que la centrale des chutes Muskrat batte son plein comme prévu vers le milieu des années 2020, la centrale électrique des Chutes Churchill, détenue par la société Churchill Falls (CFLCo) dans le Labrador, ainsi que les 265 MW des réservations de transit à long terme existantes par le Québec nous offrent des occasions à court terme.

En vertu de son contrat d’énergie avec Hydro-Québec (HQ), CFLCo récupère 300 MW de capacité garantie ainsi que 2,4 térawatts-heures d’énergie par an (TWh/an). CFLCo vend l’intégralité de cette capacité et de cette énergie récupérées à Newfoundland and Labrador Hydro (NLH)5. Quant à NLH, elle utilise cette capacité et cette énergie pour desservir ses clients du Labrador. Le surplus d’énergie et de capacité non utilisé par les clients de NLH est exporté sur les marchés du nord-est des États-Unis et de l’est du Canada, dont l’Ontario, grâce à la réservation de transit de la province par le Québec. Nalcor exporte actuellement 1,5 TWh d’énergie par an environ.

5: NLH est détenue par Nalcor. C’est le principal producteur et transporteur d’électricité à Terre-Neuve-et-Labrador.

Lorsque la phase 1 du projet du cours inférieur du fleuve Churchill sera terminée en 2020, notamment avec la production de 824 MW issue des nouvelles installations hydroélectriques aux chutes Muskrat, le surplus d’énergie annuel de Nalcor s’élèvera à 3 TWh par environ.

Dans le contexte actuel, Nalcor pourra donc conclure des contrats d’approvisionnement à long terme en fonction de l’accès à sa réservation de transit de 265 MW par le Québec et des quantités du surplus d’énergie disponibles. En outre, la charge provinciale de Terre-Neuve-et-Labrador étant plus élevée en hiver, Nalcor sera donc en mesure d’offrir à l’Ontario une plus grande capacité et une quantité garantie d’énergie plus importante au printemps, en été et en automne lorsque la charge provinciale est moins forte.

Une capacité et une énergie supplémentaires avec le réseau de transport existant

Terre-Neuve-et-Labrador offre plusieurs possibilités pour construire des projets éoliens et des projets hydroélectriques relativement plus petits, qui permettront de consolider l’approvisionnement éventuel en Ontario, grâce à la réservation actuelle du transport de 265 MW par le Québec. Dans le cadre d’un tel scénario, les quantités de capacité et d’énergie garantie, jusqu’à 250 MW, pourraient être livrées de Terre-Neuve-et-Labrador en Ontario selon un contrat à plus long terme.

L’élément clé de ce scénario d’approvisionnement étant la construction de nouvelles d’approvisionnement relativement plus petites à Terre-Neuve-et-Labrador, la livraison d’un tel approvisionnement débuterait probablement au début des années 2020 et après. Voir l’annexe B pour de plus amples renseignements.

Une capacité et une énergie supplémentaires avec un réseau de transport plus important

Outre les surplus de Terre-Neuve-et-Labrador issus des ressources existantes et des nouvelles installations relativement plus petites qui utiliseraient les actifs de transport existants, la nouvelle centrale hydroélectrique proposée pour l’île Gull pourrait être construite en vue d’offrir à l’Ontario et autres compétences des engagements à long terme en matière de capacité et d’énergie.

Grâce à une production moyenne annuelle de 2 250 MW et 11,9 TWh, l’île Gull représente une possibilité non négligeable qui pourrait en partie répondre aux besoins à long terme de l’Ontario en matière d’énergie et de capacité.

L’île Gull représente un approvisionnement fiable et à long terme en capacité et en énergie à faibles émissions provenant d’une ressource renouvelable. La production moyenne annuelle de 11,9 TWh générée par l’installation de l’île Gull pourrait rejeter 4,5 mégatonnes d’émissions de GES si la même quantité d’énergie était produite par une centrale au gaz naturel en Ontario. Le projet de l’île Gull se situe en aval de la centrale qui existe déjà aux Chutes Churchill.

Le projet a déjà considérablement bien avancé, notamment au niveau de :

  • l’évaluation des rejets dans l’environnement;
  • des études de faisabilité;
  • d’un accord sur les revendications territoriales autochtones;
  • d’un contrat de gestion de l’eau.

1.3 Possibilités

Les ressources en énergie propre disponibles à Terre-Neuve-et-Labrador en mesure de répondre éventuellement aux besoins en électricité des consommateurs de l’Ontario sont résumées dans le tableau 1.

Tableau 1 : solutions d’approvisionnement de Terre-Neuve-et-Labrador pour l’Ontario6
Solution d’approvisionnement de NL Capacité* Énergie* Acheminement possible Facteur de capacité Contribution à l’ON en période de pointe hivernale Contribution à l’ON en période de pointe estivale
Hydro existante saisonnière oui
(de 1,5 à 3 TWh par an)
oui varie d’un mois à l’autre non oui
Small Scale Hydro oui
(de 156 à 461 MW)
oui oui 50-90 % oui oui
Wind oui oui oui 40-50 % oui oui
Gull Island oui
(2 250 MW max.)
oui
(11,9 TWh max.)
oui 60 % oui oui
Churchill Falls oui
(4 000 MW max.)
oui
(25 TWh max.)
oui 71 % oui oui

* En partant du principe qu’il n’y a pas de contraintes liées au transport

6: Source : groupe de travail CIEONL

Tel illustré dans la figure 2 de la partie 1.1, l’Ontario commence à ressentir une pénurie de ressources en 2025, dans le cadre des perspectives C et D de demande élevée. Par conséquent, si les prévisions de demande élevée venaient à se matérialiser, les solutions d’approvisionnement en charge de base de Terre-Neuve-et-Labrador prévues vers le milieu des années 2020 pourraient être des solutions pour l’Ontario. Voir tableau 2 :

Tableau 2 : possibilités de commerce7
Calendrier Besoin de l’ON Solution d’approvisionnement de NL Niveau de possibilité
Présent – 2018 Aucun Surplus existant des Chutes Churchill Faible
2018 – milieu 2020 L’énergie pourrait être importée afin de pallier la production au gaz naturel et les émissions de GES. Pareille à celle susmentionnée, plus une petite production hydro/éolienne Faible
Milieu 2020 – 2041 Maximal (Perspective A ou B) Pareille à celle susmentionnée, plus la nouvelle centrale de l’île Gull, axée sur les heures où la production au gaz naturel serait utilisée Moyen
Milieu 2020 – 2041 Charge de base (Perspective C ou D) Pareille à celle susmentionnée, plus la nouvelle centrale de l’île Gull, axée sur toutes les heures Moyen
2041 et après Maximal (Perspective A ou B) Pareille à celle susmentionnée, plus une capacité supplémentaire disponible aux Chutes Churchill, axée sur les heures où la production au gaz naturel serait utilisée Moyen
2041 et après Charge de base (Perspective C ou D) Pareille à celle susmentionnée, plus une capacité supplémentaire aux Chutes Churchill, axée sur toutes les heures Moyen

7: groupe de travail CIEONL

2.0 Examen du réseau de transport

Tout engagement d’un approvisionnement garanti et conséquent pour l’Ontario, tel décrit dans la partie précédente, impliquera l’agrandissement du réseau de transport dans Terre-Neuve-et-Labrador, l’Ontario et autres réseaux de transit. Les routes de transit pourraient passer par le Québec ou par les Maritimes et la Nouvelle-Angleterre.

L’agrandissement du réseau de transport au Québec, dans les Maritimes ou en Nouvelle-Angleterre ne relève ni de l’Ontario ni de Terre-Neuve-et-Labrador. Le service de transport devra être négocié par le biais des Tarifs d’accès ouvert au réseau de transport pour chacune des compétences de transit. Les tarifs d’accès ouvert au réseau de transport décrivent, entre autres, les frais que doivent payer les clients pour accéder au réseau de transport et définir le procédé de planification du réseau de transport pour la région. Selon le Conseil de la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité/des Organismes régionaux de transport d’énergie (SIERE/ORT), SIERE/ORT coordonnent leurs activités de planification avec les régions voisines. Les procédés régionaux de planification sont en mesure d’identifier les possibilités d’agrandissement du réseau avant qu’il y en ait besoin, permettant ainsi aux participants du marché de pouvoir évaluer les alternatives et proposer des solutions d’agrandissement du réseau axées sur le marché ou sur les tarifs.

2.1 Route de transit par le Québec

L’Ontario dispose de neuf interconnexions électriques avec les compétences limitrophes, dont quatre avec le Québec. Les interconnexions actuelles entre l’Ontario et le Québec ont une capacité totale de 2 775 MW. Toutefois, les contraintes liées au réseau de transport limitent régulièrement la capacité de transfert disponible entre les deux régions. Ces limites conjuguées aux considérations commerciales ont entraîné, dans tous les cas, des maximums de 1 800 MW environ pour les transactions en temps réel avec le Québec au cours des dernières années.

Il est possible que le passage de la production de l’île Gull par le Québec puisse entraîner une extension du réseau d’électricité de CA au Québec ou une ligne de courant continu haute tension (CCHT) du Labrador vers l’Ontario. En 2006-2007, des études envisageaient la création de projets hydroélectriques de grande envergure dans Terre-Neuve-et-Labrador et de faire transiter la production par le Québec vers les marchés de l’Ontario, de New York et de la Nouvelle-Angleterre. À l’époque, Hydro-Québec estimait que les améliorations nécessaires pour son réseau de transport seraient de l’ordre de 3,2 à 4,3 milliards de $ afin de pouvoir prendre en charge des capacités de distribution allant de 1 100 à 2 824 MW. Beaucoup de recherches seraient nécessaires pour valider et mettre à jour ces chiffres afin qu’ils reflètent le volume actuel prévu de livraisons, de marchés ciblés ainsi que le réseau de distribution et de production du Québec.

Si les provinces décidaient de poursuivre les négociations d’une entente, elles seraient alors tenues d’amorcer le processus énoncé dans le Tarif d’accès ouvert au réseau de transport du Québec (TAORT), en vue de commencer les travaux de recherche nécessaires pour cerner les améliorations particulières devant être apportées au réseau de transport, et qui permettraient de faciliter les livraisons envisagées entre Terre-Neuve-et-Labrador et l’Ontario.

Bien que les procédures d’accès ouvert devant être entreprises en vertu du TOART du Québec soient normatives et qu’elles pourraient être amorcées par Terre-Neuve-et-Labrador ou l’Ontario, il serait probablement avantageux d’impliquer le Québec dans des pourparlers trilatéraux, afin de veiller à ce que l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador comprennent les besoins et les possibilités énergétiques du Québec.

2.2 Route de transit par New York

Le passage par les Maritimes, puis vers l’Ontario, impliquerait la construction d’une nouvelle ligne de CCHT, de l’île Gull aux Maritimes, ainsi que d’autres améliorations importantes pour le réseau de CA dans l’est du Canada et le nord-est des États-Unis. Bien que le coût de ces mises à jour n’ait pas été encore bien évalué, on s’attend à ce qu’il soit très élevé, ce qui augmenterait les coûts de transport d’énergie vers l’Ontario.

Outre des coûts élevés pour mettre à jour les réseaux de transport aux États-Unis, en vue de faciliter des livraisons de grande envergure en Ontario, les exemples récents observés dans la région montrent que les projets doivent apporter à chaque région des avantages substantiels pour qu’ils réussissent.

De plus, l’opposition locale aux projets d’agrandissement du réseau de transport pourrait retarder ou annuler les projets proposés.

Nalcor suggère qu’il est possible que cela réussisse si les livraisons en Ontario font partie d’une initiative plus importante qui viserait à acheminer de plus grandes quantités d’énergie de Terre-Neuve-et-Labrador en Nouvelle-Angleterre. Cette analyse se base sur une étude récente de RLC Engineering qui a identifié la capacité technique permettant de livrer plus de 500 MW du Massachusetts en Ontario en faisant appel à l’infrastructure actuelle.

2.3 Examen du réseau de transport en Ontario

Le rapport de l’ancien Office de l’électricité de l’Ontario et de la SIERE intitulé Analyse des interconnexions de l’Ontario, publié en octobre 2014, a identifié plusieurs facteurs à prendre en compte pour effectuer les travaux de distribution supplémentaires au sein de la province, en vue de recevoir des niveaux d’importation variés et garantis.

Ce rapport a déterminé que l’interface à la frontière du Québec est limitée dans sa capacité à recevoir des importations garanties de plus en plus importantes en provenance de l’est. Plusieurs solutions d’amélioration possibles sont identifiées pour gérer les niveaux d’importation proposés, dont le coût peut aller jusqu’à 2,2 milliards de $8. Bien que ces chiffres offrent une idée de l’ampleur des coûts, les solutions devront être plus détaillées en vue d’examiner des passages alternatifs particuliers pour acheminer l’électricité du Labrador.

8: Source : SIERE, Rapport sur les interconnexions 2014

2.4 Sommaire

Le passage par les Maritimes, la Nouvelle-Angleterre et New York est techniquement faisable, et peut présenter des occasions plus petites pour l’approvisionnement en énergie ou un approvisionnement garanti en petites quantités dans le cadre d’une livraison plus conséquente dans la région. Toutefois, les répercussions commerciales et en matière de coûts pour une telle route et des quantités aussi importantes (comme celle de l’énergie de l’île Gull avec 11,9 TWh par an) de Terre-Neuve-et-Labrador à l’Ontario en font une option plus chère à première vue.

En revanche, le scénario envisageant la livraison d’importantes quantités d’énergie de Terre-Neuve-et-Labrador en Ontario en passant par le Québec semble plus probable. Cette route entraînerait possiblement l’agrandissement du réseau de distribution de CA au Québec, ou l’installation d’une nouvelle ligne de distribution, ainsi que d’importantes modifications pour le réseau de distribution en Ontario.

3.0 Facteurs inhérents aux politiques

3.1 Retombées sur les initiatives futures de l’Ontario

Réduction des émissions/Changement climatique

En avril 2015, l’Ontario annonçait qu’elle souhaitait adhérer au système de plafonnement et d’échange dans le cadre de la Western Climate Initiative, en s’associant avec d’autres compétences, dont le Québec et la Californie, et en faisant de la tarification du carbone le pilier de l’Ontario dans sa lutte contre le changement climatique. Le système de plafonnement et d’échange établit une limite quant à la quantité d’émissions pouvant être produite dans des secteurs ou compétences couvertes (plafonnement), puis permet à celles et ceux couverts par ce plafonnement de négocier entre eux (échange), avec souplesse et de manière rentable, et de fixer ainsi un prix sur le carbone.

En mai 2016, l’Ontario finalisait les règlements de son nouveau système de plafonnement et d’échange, visant à limiter les émissions de GES, récompenser les sociétés innovatrices, générer des occasions d’investissement en Ontario, ainsi qu’à créer des emplois à l’aube d’une économie pauvre en carbone. En vertu de la Loi de 2016 sur l’Atténuation du changement climatique et une économie pauvre en carbone, les fonds provenant du programme de plafonnement et d’échange de l’Ontario seront déposés dans un nouveau Compte de réduction des gaz à effet de serre (CRGES). La première enchère est fixée à mars 2017.

En juin 2016, l’Ontario publiait un Plan d’action contre le changement climatique (PACC), un plan sur cinq ans qui aidera l’Ontario à lutter contre le changement climatique à long terme. Le PACC donne un aperçu des mesures qui permettront à l’Ontario d’évoluer vers une économie pauvre en carbone, notamment avec l’abandon des combustibles fossiles pour une électricité propre, et aide à établir la façon dont le produit des enchères de plafonnement et d’échange sera dépensé. En vertu de la loi, le produit doit être investi dans des projets et des programmes qui contribueront à réduire les émissions de gaz à effet de serre. Les accords sur le commerce de l’électricité visant à réduire les émissions de GES sont en phase avec les objectifs du PACC.

La suggestion de la centrale de l’île Gull pour répondre aux besoins intérieurs de l’Ontario en matière d’électricité pourrait contribuer à réduire de plusieurs mégatonnes les émissions de GES du secteur de l’électricité de l’Ontario, dépendamment de l’envergure de l’accord et du bouquet énergétique de l’Ontario à ce moment-là.

Initiatives en matière de politiques

La SIERE est présentement en train de moderniser le concept de son marché actuel dans le cadre de son projet de Renouvellement du marché. Celui-ci vise à cerner les possibilités de créer un marché qui reflète la valeur des actifs de façon régulière et transparente, et qui est prêt à affronter les changements futurs.

Cette initiative vise, entre autres, la mise en place d’une enchère des capacités de l’Ontario qui permettra de procurer des besoins croissants de capacité. Une telle enchère permettrait à l’ensemble des ressources de capacité — les capacités importées comprises — de participer et de concourir à une vente aux enchères. Une enchère des capacités de l’Ontario s’effectuerait parallèlement au marché de gros actuel de l’énergie auquel les importateurs peuvent participer aujourd’hui. Bien que le concept détaillé des divers éléments du Renouvellement du marché soit encore en cours de réalisation, la première enchère de capacité, pour l’instant, est prévue pour 2020, avec la livraison des capacités prévue pour 2021 ou 2022, mais dépendra du moment où cette capacité supplémentaire (croissante) sera nécessaire.

De plus, dans le cadre du Renouvellement du marché, la SIERE élabore des règlements de marché qui permettront l’exportation de capacités à partir des centrales de l’Ontario vers des compétences externes. Des règlements existent actuellement pour l’exportation de capacités de l’Ontario vers la SIER de New York; toutefois, la SIERE est en pourparlers avec les parties concernées pour élargir lesdits règlements, en vue de permettre des exportations vers d’autres compétences.

La SIERE mène actuellement une consultation auprès des parties concernées sur les avantages et les coûts prévus du Renouvellement du marché. Une « étude de cas » est en cours d’élaboration et permettra d’estimer les avantages et les coûts prévus du Renouvellement du marché à partir de la mise en œuvre de telles initiatives dans d’autres pays comme les États-Unis. L’étude de cas finale devrait être disponible au cours du T1 2017. Les résultats provisoires sont indiqués à la Figure 4.

Figure 4 : étude de cas des avantages du Renouvellement du marché (en anglais seulement)

Graphique représentant visuellement les données de la figure 4

Avantages d’efficacité du renouvellement du marché (en millions de $)
Année Énergie Exploitabilité Interconnexion Capacité Total Recouvrement des coûts auprès des clients
2017 0 0 0 3 3 n/a
2018 0 0 0 13 13 n/a
2019 0 0 0 27 27 n/a
2020 0 0 0 140 140 n/a
2021 56 32 32 120 241 25,00 $
2022 57 33 33 129 252 25,00 $
2023 59 34 34 190 317 25,00 $
2024 60 35 34 195 324 25,00 $
2025 62 36 35 289 423 25.00 $
2026 64 37 36 309 446 25.00 $
2027 66 38 36 338 479 25.00 $
2028 68 40 37 390 535 25.00 $
2029 73 43 38 504 658 25.00 $
2030 76 44 39 614 774 25.00 $

3.2 Retombées sur l’emploi et l’économie

Terre-Neuve-et-Labrador

Les retombées envisagées du projet de l’île Gull sur l’emploi et l’économie de Terre-Neuve-et-Labrador ont été présentées dans le Rapport du Comité mixte d’étude de 2011 : projet de production hydroélectrique du cours inférieur du fleuve Churchill. Le projet du cours inférieur du fleuve Churchill comprend le projet hydroélectrique aux chutes Muskrat pour la phase une et le projet hydroélectrique de l’île Gull pour la phase deux. Bien que des analyses et des études plus approfondies soient nécessaires en vue d’actualiser et de corroborer les données sur l’économie et l’emploi présentées au Comité mixte d’étude concernant le projet de l’île Gull, les renseignements fournis dans le rapport du Comité donnent un point de référence utile quant aux retombées de l’installation d’une centrale sur l’île Gull.

Le rapport a été rédigé par les cinq membres du Comité mixte d’étude fondé en 2009 par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador et le gouvernement du Canada, en vue d’étudier les retombées environnementales et économiques du projet du cours inférieur du fleuve Churchill et de prendre en compte les observations du public.

Le Comité relate que le projet de l’île Gull envisagé par Nalcor génèrerait 3 000 années-personnes d’emplois indirects environ, et 4 900 années-personnes d’emplois induits environ. Les emplois indirects désignent les emplois issus de l’approvisionnement des biens et services pour le projet de l’île Gull, tandis que les emplois induits désignent les emplois issus des dépenses des revenus dans l’économie par les personnes directement ou indirectement employées pour le projet de l’île Gull.

Les lignes de distribution pour transporter le courant vers les marchés n’étaient pas prises en compte dans l’analyse du Comité. Il faudra donc établir la meilleure route d’acheminement ainsi que les caractéristiques techniques discutées dans la partie Examen du réseau de transport, en vue de commencer à évaluer les retombées économiques globales d’une livraison d’électricité de l’île Gull vers l’Ontario.

Ontario

L’augmentation des importations d’électricité en Ontario peut donner lieu à des travaux de modernisation du transport et donc à une augmentation du nombre d’emplois pour effectuer ces améliorations. Le nombre d’emplois dépendrait de l’importance des investissements requis dans le transport en Ontario. Par exemple, le projet de renforcement du réseau de transport entre Bruce et Milton, entrepris par Hydro One, a permis de créer 500 emplois durant la phase de construction.

Cependant, les fortes hausses observées en matière d’importation d’électricité pourraient aussi avoir un effet négatif sur les emplois liés à la production ontarienne. Il pourrait notamment y avoir des répercussions sur le secteur de l’énergie nucléaire de l’Ontario si certaines remises à neuf ne sont plus jugées nécessaires. Selon une étude de 2010 réalisée par les Manufacturiers et Exportateurs du Canada, on compte 15 600 personnes employées dans l’exploitation et l’entretien des centrales nucléaires, une contribution de 2,5 milliards par an en avantage économique9.

9: MEC, 2010 : http://on.cme-mec.ca/_uploads/pdf/CME-EconomicBenefitsReport.pdf (en anglais seulement)

Les travaux de remise à neuf des installations nucléaires devraient se dérouler de 2016 à 2033. Le projet de remise à neuf de la centrale de Darlington devrait représenter 15 milliards de dollars du PIB de l’Ontario sur l’ensemble du projet et créer 11 800 emplois chaque année10. La remise à neuf de la centrale de Bruce Power devrait créer jusqu’à 23 000 emplois et générer 6,3 milliards de dollars par an environ en avantages économiques dans les collectivités de l’ensemble de la province11.

10: Conference Board du Canada : http://www.conferenceboard.ca/e-library/abstract.aspx?did=7531

11: Provincial Building and Construction Trades Council of Ontario, Southwest Economic Alliance, Manufacturiers et Exportateurs du Canada, The Society of Energy Professionals, le Syndicat des travailleurs et travailleuses du secteur énergétique et Bruce Power : http://brucepowercom.c.presscdn.com/wp-content/uploads/2015/09/140368_EconomicImpactStudy-5med-2.pdf (en anglais seulement)

Québec

La construction d’une nouvelle ligne de transport, le cas échéant, traversant la province pour relier le Labrador à l’Ontario permettrait de créer des emplois au Québec. Au lieu d’un travail de conception détaillé lié à une nouvelle ligne de transport passant par le Québec et ses composants associés, l’examen des répercussions prévues sur l’économie et l’emploi du projet de transport du Québec, Projet à 735 kV de la Chamouchouane–Bout-de-l’Île, peut être utile pour suggérer d’éventuelles répercussions d’une nouvelle ligne de transport sur l’économie et l’emploi afin d’acheminer de l’énergie de l’île Gull en Ontario. Même s’il est nécessaire d’étudier les caractéristiques techniques, telles que la tension appropriée en kV, il en est fait mention dans le présent document comme point de référence en vue de discussions et d’examens.

Hydro-Québec vient de terminer des études sur les plans environnemental et technique et de mener des rencontres concernant la construction d’une ligne de 406 km à 735 kV entre la sous-station de Chamouchouane au Saguenay–Lac-Saint-Jean et la boucle métropolitaine de Montréal. Hydro-Québec estime que les retombées économiques du projet sur l’ensemble du Québec s’élèveraient à 1,1 milliard de dollars ou à plus de 80 % de l’investissement total. Hydro-Québec estime également que le projet créera l’équivalent de plus de 1 000 emplois à temps plein sur une période de cinq ans. Durant les périodes de pointe (2017–2018), plus de 1 500 personnes seront employées pour ce projet. On ignore s’il sera nécessaire d’investir davantage dans le transport après le projet de Chamouchouane–Bout-de-l’Île pour transporter l’électricité de l’île Gull du Labrador vers l’Ontario.

Il est important de noter qu’une nouvelle interconnexion entre l’Ontario et le Québec aurait probablement besoin d’une modernisation du courant continu à haute tension (CCHT) compte tenu de l’utilisation actuelle d’une interconnexion de CCHT entre les provinces. Par conséquent, une ligne à 735 kV, comme il est mentionné plus haut, pourrait ne pas donner un juste aperçu des répercussions sur l’économie et les répercussions d’une nouvelle construction de CCHT.

Si l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador décident de conclure une entente sur le commerce de l’électricité, nécessitant une nouvelle interconnexion avec Hydro-Québec, des consultations avec Hydro-Québec devront être menées pour explorer davantage ce concept.

3.3 Le rôle du gouvernement fédéral

Dans sa lettre de mandat, le premier ministre demande au ministre fédéral des Ressources naturelles de « collaborer étroitement avec les provinces et territoires pour : élaborer une stratégie énergétique canadienne visant à assurer la sécurité énergétique du Canada; encourager les économies d’énergie et introduire les énergies propres et renouvelables dans un réseau électrique intelligent. »

Le 3 mars 2016, les premiers ministres du Canada publient la Déclaration de Vancouver portant sur la croissance propre et les changements climatiques, laquelle engage le gouvernement du Canada à « favoriser le dialogue et l’élaboration de plans régionaux pour le transport de l’électricité propre. » En outre, dans le budget 2016, le gouvernement fédéral a alloué la somme de 2,5 millions de dollars sur deux ans, à partir de 2016-2017, à Ressources naturelles Canada pour favoriser le dialogue entre les régions et faciliter la réalisation d’études permettant de déterminer les projets d’infrastructure électrique les plus prometteurs pour obtenir d’importantes réductions des gaz à effet de serre (GES).

Le gouvernement du Canada s’est également entendu avec les provinces et les territoires dans divers forums pour mettre sur pied des mesures politiques en matière d’énergie. Parmi les forums, on peut citer :

  • La Conférence des ministres de l’énergie et des mines (CMEM);
  • La Stratégie canadienne de l’énergie (SCE);
  • Le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques.

Le gouvernement fédéral s’est engagé, par le biais de la CMEM, avec les provinces et les territoires concernant des questions liées au réseau de transport qui peuvent offrir de nouvelles possibilités pour transporter et exporter de l’énergie au-delà des frontières provinciales et internationales.

En outre, par l’intermédiaire de la SCE du Conseil de la fédération, les ministres de l’Énergie des provinces et des territoires se sont engagés à contribuer au Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques. Conformément à la mise en place récente de la SCE, l’un des aspects de la participation du gouvernement fédéral comprend la collaboration sur des initiatives visant à améliorer les capacités d’exportations et d’importations des infrastructures énergétiques actuelles et futures et à déterminer de nouveaux investissements dans les infrastructures de transport afin de stimuler le commerce et l’exportation de l’électricité. Lors de la réunion de juillet 2016 du Conseil de la fédération, les premiers ministres ont réaffirmé leur engagement de travailler avec le gouvernement du Canada pour faire de l’acheminement des ressources énergétiques du Canada sur les marchés nationaux et internationaux un élément clé pour soutenir la création d’emploi et la croissance économique à long terme tout en renforçant l’accès à l’énergie.

Le gouvernement du Canada fournit également une aide financière aux provinces afin de soutenir des projets à grande échelle sur l’électricité. Par exemple, le 4 novembre 2012, le gouvernement fédéral octroie une garantie d’emprunt fédérale de 5 milliards de dollars pour le projet aux chutes Muskrat ainsi que 1,3 milliard de dollars pour le projet de lien maritime de la Nouvelle-Écosse. Cette garantie fera baisser les coûts d’emprunt, représentant des économies prévues de plus de 1 milliard de dollars pour les contribuables de Terre-Neuve-et-Labrador et de la Nouvelle-Écosse. En outre, le 3 novembre 2016, le gouvernement fédéral annonce qu’il octroierait une garantie d’emprunt additionnelle pouvant s’élever à 2,9 milliards de dollars de plus pour le projet aux chutes Muskrat. L’augmentation du montant de cette garantie devrait permettre de réduire les hausses de tarifs d’électricité liées aux chutes Muskrat de 1,5 cent environ par kilowattheure. Le gouvernement fédéral a également annoncé en 2015 qu’il réserverait le financement aux nouvelles infrastructures de transport situées entre l’Île-du-Prince-Édouard et le Nouveau-Brunswick.

Une entente sur le commerce de l’électricité entre l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador s’harmoniserait avec les travaux et les engagements actuels du gouvernement fédéral afin de favoriser le transport d’électricité interconnecté, la croissance propre à long terme et la réduction des gaz à effet de serre. Si l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador concluent une entente sur le commerce de l’électricité, le gouvernement fédéral aurait un rôle à jouer dans l’octroi d’un soutien financier au projet.

En outre, le 3 octobre 2016, le gouvernement du Canada annonce une approche pancanadienne visant à établir le prix des émissions de gaz à effet de serre (GES), ce qui peut favoriser l’importation d’énergie propre et fiable de Terre-Neuve-et-Labrador vers l’Ontario.

En vertu de la nouvelle approche du gouvernement fédéral concernant les changements climatiques, l’ensemble des provinces et territoires du Canada disposeront d’un prix sur le carbone d’ici 2018. Le prix de départ du carbone s’élèvera à 10 $ par tonne au minimum en 2018 et augmentera de 10 $ chaque année pour atteindre 50 $ par tonne en 2022. Les provinces et territoires auront la possibilité de décider de quelle façon ils fixeront le prix du carbone, à savoir fixer un prix direct pour le carbone ou adopter un système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de GES. Le gouvernement du Canada fournira aux provinces et territoires d’ici 2018 un système de tarification qui n’adopte pas l’un des deux systèmes.

4.0 Résumé et orientation

En vertu des perspectives de planification actuelles de l’Ontario, établies par la SIERE, les besoins en matière d’approvisionnement devraient se faire sentir dès le milieu des années 2020. La nature et l’ampleur des besoins dépendent de facteurs de demande tels que le rythme d’électrification ou la réduction des tarifs, ainsi que des facteurs d’approvisionnement tels que la disponibilité continue des ressources avec des contrats arrivant à échéance et le calendrier de remise à neuf des installations nucléaires.

Terre-Neuve-et-Labrador dispose d’un éventail d’options pour répondre aux besoins de l’Ontario dans des délais variables. À partir du milieu des années 2020, Terre-Neuve-et-Labrador s’efforcerait de fournir de l’énergie à l’Ontario provenant de l’île Gull. Le tracé le plus court et le plus probable pour acheminer cette énergie serait de passer par le Québec. Ce tracé nécessiterait probablement l’expansion du réseau de distribution de l’énergie électrique alternative au Québec, ou une nouvelle ligne de transport. Si l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador décident de conclure une entente sur le commerce de l’électricité, des consultations avec Hydro-Québec devront être menées pour explorer davantage ce concept et effectuer des estimations de coûts.

Les ressources existantes, prévues et planifiées, notamment les remises à neuf prévues des installations nucléaires, devraient être suffisantes pour répondre aux perspectives de demande peu élevée ou stable, et ce, jusqu’en 2035, à condition que les ressources planifiées de l’Ontario soient mises en service et que les ressources existantes continuent de fonctionner. Compte tenu des prévisions actuelles de la demande en Ontario, des investissements requis dans les infrastructures et de l’incertitude quant à la participation de tiers, le Groupe de travail recommande de ne pas prendre de mesures en vue de conclure une entente immédiate sur le commerce de l’électricité.

Toutefois, dans le cas d’une perspective de demande élevée en Ontario ou de défis imprévisibles en matière d’approvisionnement, les deux provinces souhaiteraient examiner les possibilités d’importation d’énergie propre et fiable de Terre-Neuve-et-Labrador vers l’Ontario.

C’est pourquoi l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador doivent avoir des discussions annuelles sur les conditions, les exigences et les possibilités futures afin de promouvoir l’intérêt général des provinces dans le cadre d’une collaboration renforcée en matière d’énergie.

Annexe A : Cadre de référence

Cadre de référence

Commerce interprovincial de l’électricité entre l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador (CIEONL)

Mission

Lors de la Conférence des ministres de l’Énergie et des Mines qui s’est déroulée en 2014, le ministre de l’Énergie de l’Ontario et le ministre des Ressources naturelles de Terre-Neuve-et-Labrador se sont engagés à créer un groupe de travail chargé d’explorer la possibilité d’importer de l’électricité de Terre-Neuve-et-Labrador vers l’Ontario. Le Groupe de travail pour le CIEONL (Groupe de travail) a pour mission d’analyser, de conseiller et de faire des recommandations au ministre de l’Énergie de l’Ontario et au ministre des Ressources naturelles de Terre-Neuve-et-Labrador sur les possibilités en matière de commerce de l’électricité propre qui peuvent profiter aux deux provinces.

Objectifs

Le Groupe de travail déterminera les possibilités en matière de commerce de l’électricité propre qui présentent des avantages potentiels pour l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador et procèdera à l’évaluation des solutions d’approvisionnement mises en évidence en matière de faisabilité économique, de valeur pour les contribuables, d’avantages sur le plan de la fiabilité du réseau, de contribution à l’atteinte des objectifs de la politique sur le changement climatique et d’avantages économiques. Le Groupe de travail donnera également des conseils aux ministres en ce qui concerne les travaux futurs nécessaires pour exploiter les possibilités de commerce qui ont été mises en évidence.

Livrables

Les coprésidents du Groupe de travail feront une mise à jour de l’état d’avancement des travaux et du plan relatif aux futurs travaux qui doivent être achevés d’ici le 17 juillet 2015. Un rapport provisoire qui résume les possibilités discutées et les résultats de l’évaluation des options, y compris les avantages, les problèmes de mise en œuvre, les coûts et les répercussions sur les parties prenantes sera soumis aux ministres au plus tard le 31 décembre 2015. Le rapport final sera soumis aux ministres au plus tard le 31 décembre 2016.

Les recommandations formulées dans le rapport sont données à titre confidentiel.

Portée

Le Groupe de travail devra :

  • déterminer les possibilités de renforcer le commerce de l’électricité et la capacité électrique entre l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador, permettant de garantir une fiabilité du réseau et d’offrir des avantages sur le plan économique et environnemental;
  • évaluer des options spécifiques en fonction de la faisabilité économique, de la valeur pour les contribuables, des avantages sur le plan de la fiabilité du réseau, de la contribution à l’atteinte des objectifs de la politique sur le changement climatique, des avantages économiques et des problèmes de mise en œuvre;
  • examiner les options qui sont compatibles avec le Plan énergétique à long terme 2013 de l’Ontario et le Plan énergétique 2007 de Terre-Neuve-et-Labrador ou, s’il y a lieu, avec des énoncés de politique gouvernementale les plus récents.

Les travaux comprendront les points suivants :

  1. Détermination des besoins en approvisionnement de l’Ontario (p. ex., charge de base, suivi de charge, charge de pointe), notamment de la quantité, des caractéristiques de l’approvisionnement de saison ou souhaité à court, moyen et long termes;
  2. Détermination des solutions ou des scénarios éventuels en matière d’approvisionnement de Terre-Neuve-et-Labrador pour répondre aux besoins de l’Ontario à court, moyen et long terme;
  3. Détermination des besoins de transport nécessaires pour acheminer l’électricité de Terre-Neuve-et-Labrador jusqu’à la frontière de l’Ontario, notamment l’évaluation du coût global du projet et de ses avantages;
  4. Évaluation des retombées sur l’emploi et l’économie engendrées par les investissements requis dans les infrastructures;
  5. Détermination de la possibilité d’effectuer d’autres études ou consultations pouvant être nécessaires pour mener à bien le rapport de décembre 2016;
  6. Détermination et évaluation des solutions de financement éventuelles concernant les investissements requis dans les infrastructures, y compris le soutien éventuel du gouvernement fédéral pour appuyer les investissements dans les infrastructures;
  7. Évaluation du rôle potentiel du gouvernement fédéral pour faciliter le commerce de l’électricité propre entre l’Ontario et Terre-Neuve-et-Labrador.

Le Groupe de travail n’envisagera pas une vaste réforme du marché, mais il examinera les règles du marché pertinentes et, le cas échéant, envisagera des approches possibles susceptibles de faciliter les possibilités de commerce mises en évidence.

Composition et membres

Outre le Groupe de travail coprésidé par le sous-ministre, il y aura un sous-comité coprésidé par le sous-ministre adjoint, composé de :

Ministère de l’Énergie de l’Ontario

  • Steen Hume, sous-ministre adjoint, Politiques d’approvisionnement en énergie

Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité ()

  • Darren Finkbeiner, gestionnaire, Projets spéciaux
  • George Pessione, directeur, Intégration des ressources

Ministère des Ressources naturelles de Terre Neuve et Labrador

  • Paul Morris, sous-ministre adjoint, Politique énergétique

Nalcor Energy

  • Joanna Harris, gestionnaire, Politique et planification
  • Greg Jones, directeur général, Marché de l’énergie

Gouvernance, organisation et fonctionnement

Réunions : Les réunions du sous-comité se dérouleront régulièrement par téléconférence. Les réunions du Groupe de travail se dérouleront à la demande des coprésidents.

Consultations : Le Groupe de travail et le sous-comité devront solliciter des renseignements et des conseils auprès de spécialistes techniques, notamment la SIERE, la Commission de l’énergie de l’Ontario, Hydro One, Nalcor Energy et des experts-conseils de Nalcor Energy en vue de trouver des solutions et d’effectuer des évaluations, et faire appel, au besoin, à des intervenants clés et à des consultants externes.

Remboursement des dépenses et rémunération — Ontario : Les membres du Groupe de travail seront responsables des dépenses qu’ils ont engagées dans le cadre de leurs fonctions, notamment les frais de déplacement, de repas et d’hébergement, conformément aux lignes directrices en vigueur du Conseil de gestion du gouvernement, dont la directive relative aux frais de déplacement, de repas et d’hébergement. Les dépenses engagées pour des services fournis par des tiers, dont les frais de consultation, seront prises en charge à parts égales en attendant l’approbation des coprésidents du Groupe de travail.

Remboursement des dépenses et rémunération — Terre-Neuve-et-Labrador : Les dépenses engagées par les membres seront remboursées selon la politique en vigueur dans l’organisation responsable. Les dépenses engagées pour des services fournis par des tiers, dont les services de consultation, seront prises en charge à parts égales en attendant l’approbation des coprésidents du Groupe de travail.

Principes de gestion et de déontologie

Les membres du Groupe de travail devront adopter les principes suivants en matière de gestion et de déontologie :

  • Favoriser un climat ouvert, collaboratif et indépendant de tout intérêt particulier.

Mécanismes de responsabilité

Les membres du Groupe de travail respecteront les conditions soulignées dans le Cadre de référence et toute autre politique ou directive qui s’appliquent. Quant aux membres de l’Ontario, les directives suivantes devront également être suivies : directive sur l’établissement et l’obligation de rendre compte des organismes, directive sur les nominations du gouvernement et directive sur les frais de déplacement, de repas et d’hébergement.

Confidentialité

Les membres du Groupe de travail et du sous-comité conviennent que l’information transmise au sein du groupe est destinée à l’usage exclusif du Groupe de travail et peut être considérée comme étant confidentielle ou de nature sensible sur le plan commercial par le membre qui communique l’information. Les membres du Groupe de travail et du sous-comité préserveront la nature confidentielle de l’information qui peut être échangée, sous réserve des lois en vigueur, et n’acquérons aucun droit sur l’information qui peut être échangée.

Annexe B : Solutions d’approvisionnement de Terre-Neuve-et-Labrador

Énergie hydroélectrique — Installations de petite envergure

Terre-Neuve-et-Labrador offre un certain nombre de possibilités en matière d’installations hydroélectriques, réparties dans l’ensemble de la province. Ces possibilités sont d’envergures variables, allant de moins de 10 MW à 36 MW à Terre-Neuve et de 146 MW à 425 MW au Labrador. Elles incluent notamment des installations au fil de l’eau, mais aussi des installations nécessitant la création de réservoirs à partir de bassins d’eau. Un certain nombre de ces possibilités ont déjà été étudiées en détail, tandis que d’autres vont exiger un travail supplémentaire pour établir des estimations des coûts et des calendriers fiables. En outre, il sera nécessaire d’effectuer des évaluations environnementales afin d’étudier les répercussions environnementales potentielles de ces installations. Il faudra également analyser la capacité disponible sur le lien maritime et le lien Labrador-île de Terre-Neuve, afin de déterminer la taille optimale de toute nouvelle installation hydroélectrique mise en place à Terre-Neuve. Le calendrier de réalisation d’un nouveau projet d’installation hydroélectrique dépendra du projet spécifique choisi. On peut estimer qu’il faudrait de 36 à 48 mois minimum pour mettre en place une nouvelle installation hydroélectrique.

Énergie éolienne

Terre-Neuve-et-Labrador dispose de ressources éoliennes de classe internationale et les possibilités de développement de l’énergie éolienne sont importantes dans toutes les régions de la province. La province exploite actuellement deux parcs éoliens d’une capacité de 27 MW, avec des facteurs de capacité moyens sur cinq ans d’environ 40 %. Les récentes évaluations et analyses des ressources éoliennes effectuées ont permis de constater que la vitesse moyenne des vents était supérieure à 8,0 m/s sur la majeure partie de la portion insulaire de la province, et que les installations éoliennes pourraient tabler dans ces régions sur des facteurs de capacité supérieurs à 45 %. Pour ce qui est du Labrador, les chiffres sont les suivants : 7,0 m/s et 35 %. En plus des ressources éoliennes de la province, une bonne partie des terres de la Couronne située dans la province de Terre-Neuve-et-Labrador peuvent être utilisées aux fins de construction d’installations énergétiques. De ce fait, de nombreux endroits partout dans la province seraient à même d’accueillir des parcs éoliens. Cette flexibilité permettra de placer les parcs éoliens là où leur installation sera la plus économique. La taille de toute nouvelle installation éolienne étant évolutive, celle-ci peut être personnalisée de manière à répondre à la demande attendue. Un parc éolien d’une capacité de 100 MW à Terre-Neuve pourrait générer environ 394 GWh par an.

La proximité des réseaux de transport disponibles constituerait le facteur restrictif principal de toute installation potentielle. Par conséquent, il pourrait s’avérer nécessaire de moderniser les infrastructures de transport avant d’intégrer au réseau un nouveau parc éolien de grande envergure. Il faudrait également analyser la capacité disponible sur le lien maritime et le lien Labrador-île de Terre-Neuve, afin de déterminer la taille optimale de tout nouveau parc éolien mis en place à Terre-Neuve. On estime le temps requis pour la mise en place d’un nouveau parc éolien à environ 30 à 36 mois. Ce délai inclut une période de construction allant de 20 à 24 mois.

Chutes Churchill

Lorsque le renouvellement du contrat entre CFLCo et Hydro-Quebec arrivera à échéance en 2041, Terre-Neuve-et-Labrador disposera d’un surplus de 4 000 MW et 25 TWh d’énergie hydroélectrique par an, que la province pourra consacrer à répondre aux besoins à long terme de l’Ontario. À l’instar des installations de l’île Gull, cette énergie et cette capacité peuvent être adaptées aux besoins uniques de l’Ontario.