INTRODUCTION

Le présent article traite de l’évaluation des coûts et des avantages rattachés à la production d’énergie éolienne en Ontario (Canada) pour la période de 2020 à 2023, ainsi que d’une analyse sur une base prospective pour la période de 2027 à 2030. Notre travail est fondé sur des études économiques bien établies au sujet de l’interaction de la source d’énergie éolienne avec d’autres sources d’énergie dans divers réseaux, et les coûts-avantages correspondants^[2]. Ces études donnent à penser que les coûts-avantages rattachés à la production d’énergie éolienne, sur les plans social et climatique, sont intimement liés au réseau particulier en cause. Ainsi, plus le prix de l’énergie éolienne sur le réseau est bas et plus l’énergie éolienne modifie la production à émissions élevées, plus la production d’énergie éolienne entraînera des retombées positives sur les plans social et climatique; et inversement. Pour la période de 2020 à 2023, nous constatons que le coût net négatif de l’énergie éolienne est important en raison des prix relativement élevés de l’énergie éolienne en Ontario et de la faible compensation des émissions que permet la production éolienne.

Le deuxième chapitre de Chasing the Wind: The value of wind generation in a low-emission nuclear and hydro-dominant grid – the case of Ontario présente un résumé de la politique de mise en œuvre de l’énergie éolienne de l’Ontario et porte sur la façon dont elle a entraîné un prix moyen relativement élevé de 151 $/MWh dans cette province au cours de la période de 2020 à 2023. Nous passons ensuite en revue le profil éolien saisonnier de l’Ontario et examinons en quoi il est susceptible d’interagir avec le bouquet actuel de sources de production et l’intensité des émissions. Dans le troisième chapitre, on présente les résultats de l’analyse de régression de l’interaction de la production éolienne avec d’autres technologies de production. Nous appliquons les résultats de la régression à une analyse coûts-avantages de la production éolienne et constatons que les coûts sont largement supérieurs aux avantages pour la période de 2020 à 2023. Nous effectuons également une analyse prospective des coûts et des avantages pour la période de 2027 à 2030, puis calculons un « seuil d’équilibre » des coûts et avantages de l’énergie éolienne chiffré au prix de 46 $/MWh. Le quatrième chapitre traite de la politique, et la conclusion se trouve au cinquième chapitre.

L’ÉNERGIE ÉOLIENNE DANS LE SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ EN ONTARIO

La capacité éolienne installée de l’Ontario de 5,5 GW^[3] a largement évolué au sein d’un secteur de l’électricité unique en Amérique du Nord, caractérisé par un mécanisme restructuré à acheteur unique reposant sur des contrats sur différence (« CsD ») à l’échelle du réseau, des revenus majoritairement hors marché et des subventions élevées^[4].

En prévision de l’ouverture du marché en mai 2002, Ontario Hydro a été divisé en plusieurs entités. En 2005, le nouveau gouvernement a établi le modèle à acheteur unique pour la production d’électricité en Ontario en créant l’Office de l’électricité de l’Ontario (« OEO »). Celui-ci est responsable de la passation de marchés auprès de producteurs existants et nouveaux qui n’étaient pas autrement règlementés par la Commission de l’énergie de l’Ontario (« CEO »). En fait, pratiquement toutes les ressources éoliennes de l’Ontario ont été achetées centralement par le gouvernement. Pour lier l’élément administratif de l’OEO à l’élément concurrentiel de la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (« SIERE »), le gouvernement a mis en place un mécanisme de CsD à l’échelle du secteur en 2005. Les entités productrices devaient recevoir des revenus du marché fondés sur le prix horaire de l’énergie en Ontario (« PHEO »), auxquels s’ajouteraient des paiements hors marché de CsD équivalant à la différence entre leur « prix d’exercice » individuel (fixé par règlement ou contrat) et le PHEO. Ces paiements de type CsD sont financés par le mécanisme de rajustement global (« RG »), qui a généralement été entièrement recouvré au moyen des tarifs.

Le premier parc éolien commercial de l’Ontario est entré en service en 2002, mais ce n’est qu’en 2004, lorsque le gouvernement a mis en œuvre l’initiative d’approvisionnement en énergie renouvelable (« AER »), que la production éolienne a pris son envol en Ontario. D’autres itérations de l’initiative ont eu lieu en 2005 (« AER II ») et en 2007 (« AER III »), puis le Programme d’offre standard en matière d’énergie renouvelable (« POSER ») a vu le jour en 2006. Pour accélérer la mise en œuvre de solutions de production fondées sur l’énergie éolienne et solaire, le gouvernement a adopté la Loi sur l’énergie verte et l’économie verte^[5] (« LEVEV ») en 2009, qui sera plus tard renommée la Loi sur l’énergie verte^[6], avant d’être abrogée en 2018. Inspirées des textes législatifs en la matière de l’Allemagne, ses dispositions clés comprenaient le déploiement de l’approche standard d’offre de tarifs de rachat garantis (« TRG ») aux fins de l’approvisionnement afin que les projets éoliens soient développés, détenus et exploités sous la forme de producteurs d’électricité indépendants (« PEI »). Les contrats d’énergie éolienne comportaient généralement des « clauses d’indexation » qui prévoyaient d’augmenter le taux d’un cinquième du taux d’inflation. Le prix contractuel moyen de l’énergie éolienne pour la période de 2014 à 2019 était de 143 $/MWh et a augmenté à 151 $/MWh pour la période de 2020 à 2023.

Les avantages climatiques de l’énergie éolienne dépendront généralement de son profil particulier, y compris des facteurs de capacité au cours de l’année, et de la façon dont ils interagissent avec l’éventail de sources de production existantes et l’intensité de leurs émissions. À une extrémité du spectre, dans un réseau à émissions relativement élevées dominé par le charbon ou le pétrole, par exemple, l’énergie éolienne aura tendance à présenter un avantage climatique relativement plus élevé si elle peut remplacer le charbon ou le pétrole sur une base de comparaison en MWh. À l’autre extrémité du spectre, dans un réseau à émissions relativement faibles dominé par le nucléaire ou l’hydroélectricité produite sans charbon, comme c’est le cas en Ontario, l’énergie éolienne devrait présenter des avantages relativement moindres sur le plan du climat.

La figure 1 présente les facteurs de capacité mensuelle moyens de l’État de New York^[7] (NYISO 2024 et années antérieures), de l’Alberta^[8] et des États des « basses plaines », tels que définis par la U.S. Energy Information Administration (« EIA ») — qui englobent le Texas, l’Oklahoma, le Kansas et le Nouveau-Mexique^[9] pour certaines périodes^[10] à des fins de comparaison du profil éolien moyen de l’Ontario pour la période de 2020 à 2023. À l’exception de l’Alberta, les autres profils de la figure 1 suivent une courbe en forme de « M », avec des pics vers mars et novembre et un creux prononcé en juillet-août. Les facteurs de capacité mensuelle de l’Ontario sont toujours plus élevés que ceux de New York, ce qui indique que le profil éolien de l’Ontario est supérieur. Toutefois, le facteur de capacité éolienne moyen de 31 % en Ontario est inférieur à celui de l’Alberta (34 %) et des basses plaines (38 %). L’Ontario se compare généralement favorablement à ces autres régions pendant les périodes de pointe; c’est le creux plus prononcé et prolongé de l’Ontario durant l’été qui fait baisser son facteur de capacité annuelle moyen.

Figure 1 : Facteurs de capacité éolienne moyens pour la période de 2020 à 2023^[11], par mois

Ce rapport innove en ce que l’analyse de régression et l’analyse coûts-avantages tiennent compte de cette variation saisonnière. En effet, dans les autres sections du rapport, nous utilisons des données hebdomadaires, de la semaine 1 jusqu’à la semaine 52 de l’année, afin de mieux saisir ce caractère saisonnier. Nous constituons une base de données sur mesure pour les quatre dernières années disponibles, soit 2020 à 2023, en utilisant des données accessibles au public.^[12] On se sert de cette base de données dans le présent chapitre pour en présenter graphiquement les résultats. Dans le chapitre 3, elle sert de base pour effectuer les analyses de régression et des coûts-avantages. Cette donnée horaire^[13] n’est disponible que pour la capacité de production connectée en transmission, qui couvre 92 % de toute la production (la capacité de production connectée en distribution constituant les 8 % restants), alors que ces ratios pour l’énergie éolienne sont de 89 % et de 11 % respectivement^[14].

La figure 2 illustre la demande horaire moyenne et la production pour les années de 2020 à 2023, par semaine de l’année. Le tableau 1 présente les moyennes, les écarts-types et les corrélations. La demande en Ontario est caractérisée par deux creux (semaines 15 à 20 et semaines 39 à 43) et deux pics (semaines 27 à 34 en été et un pic hivernal de la semaine 49 au début de l’hiver d’une année donnée jusqu’à la semaine 7 vers la fin de l’hiver de l’année suivante). La période de pointe estivale est associée à une demande plus importante pour la climatisation des espaces intérieurs et la période de pointe hivernale est associée à une demande plus élevée pour le chauffage des espaces intérieurs et à l’utilisation industrielle.

Figure 2 : Demande et production moyennes en Ontario pour la période de 2020 à 2023, par semaine

Le tableau 1 montre que la demande moyenne était de 15 422 MW et que l’écart-type normalisé était de 0,08. La production éolienne a atteint en moyenne 1 425 MW avec un écart-type normalisé de 0,32, tandis que celui-ci était encore plus élevé à 0,42 dans le cas du gaz naturel. La production d’énergie nucléaire^[15] est positivement corrélée avec la demande ontarienne (coefficient de corrélation r = 0,649)^[16]. La production d’énergie à partir du gaz naturel est très fortement corrélée avec la demande de l’Ontario (r = 0,862), ce qui reflète sa fonction de ressource en période de pointe. En revanche, la production éolienne n’est pas corrélée avec la demande de l’Ontario (r = 0,047). Le tableau 1 démontre une corrélation négative entre la production éolienne et la production à partir du gaz naturel (r = -0,266), ce qui indique que la production éolienne n’a pas modifié la production à partir du gaz naturel de manière efficace en Ontario.

Tableau 1 : Statistiques descriptives sur la production et la demande en Ontario pour la période de 2020 à 2023, par semaine

ANALYSE DE RÉGRESSION ET ANALYSE COÛTS-AVANTAGES

Le présent chapitre présente l’analyse de régression qui vise à évaluer les interactions entre la production d’énergie éolienne et le réseau nucléaire et hydroélectrique dominant de l’Ontario au cours des quatre années de la période de 2020 à 2023. Nous appliquons les résultats de la régression à une analyse coûts-avantages fondée sur des données historiques de la production éolienne pour la période de 2020 à 2023 et à une analyse coûts-avantages prospective pour la période de 2027 à 2030.

Notre objectif consiste à calculer les coefficients de régression qui permettent de déterminer si la production éolienne est statistiquement associée à des diminutions ou à des augmentations d’autres types de production, et de quantifier dans quelle mesure, le cas échéant. Pour les besoins de notre analyse, nous mettons l’accent sur les trois plus importantes technologies de production utilisées en Ontario, soit l’énergie nucléaire, l’hydroélectricité et le gaz naturel. Nous modélisons également si et dans quelle mesure la production d’énergie éolienne entraîne une augmentation/diminution des exportations nettes en provenance ou à destination des autres provinces et des États-Unis. Notre travail se distingue de celui des études antérieures, car il tient compte en particulier de la variation saisonnière de l’énergie éolienne en calculant des régressions distinctes propres à chaque semaine de l’année pour la période de 2020 à 2023. Comme nous l’avons indiqué dans le chapitre précédent, nous regroupons les données horaires par semaine de l’année et effectuons 208 régressions, soit une pour chaque semaine de l’année (52 semaines) et pour quatre variables (gaz naturel, hydroélectricité, énergie nucléaire et exportations nettes).

La figure 3 présente les résultats des coefficients d’interaction de l’énergie éolienne pour les 208 régressions. Les coefficients statistiquement significatifs sont présentés en indiquant le résultat précis; les coefficients non statistiquement significatifs sont indiqués par le résultat zéro. Dans l’ensemble, les résultats de la régression étaient grandement significatifs, le R2 et d’autres paramètres de signification rajustés étant relativement élevés. Ces coefficients indiquent, en moyenne, qu’une production éolienne de 1,00 MWh était statistiquement associée à ce qui suit : une diminution (modification) de -0,56 MWh de la production d’énergie à partir du gaz naturel, une diminution (modification) de -0,23 MWh de production d’énergie hydroélectrique, une augmentation (contribution) de 0,17 MWh des exportations nettes et une incidence minimale (-0,01 MWh) sur la production d’énergie nucléaire. Ces résultats indiquent qu’environ seulement 56 % de la production éolienne permet de modifier la production d’énergie à partir du gaz naturel, dans le réseau à faibles émissions de l’Ontario dominé par les sources nucléaires et hydroélectriques.

Figure 3 : Coefficients de régression de l’énergie éolienne pour la période de 2020 à 2023, par semaine

La figure 3 souligne l’importance de la variation saisonnière autour de ces moyennes annuelles. Par exemple, pendant le pic hivernal de la demande en Ontario à la semaine 5, elle indique que chaque 1,00 MWh d’énergie éolienne a modifié -0,80 MWh la production d’énergie à partir du gaz naturel. En revanche, à la semaine 15, chaque 1,00 MWh d’énergie éolienne a modifié en moyenne seulement -0,24 MWh de la production d’énergie à partir du gaz naturel. Les avantages climatiques associés à la modification de la production à partir du gaz naturel attribuable à la production éolienne dépendent donc de la semaine de l’année.

La figure 4 illustre une modification de la production à partir du gaz naturel attribuable à la production d’énergie éolienne. Par souci de clarté, la production d’énergie à partir du gaz naturel n’a pas été réellement modifiée — il s’agit d’une estimation de la production d’énergie à partir du gaz naturel qui aurait été nécessaire si la source éolienne n’avait pas été disponible. Il s’agit de la production à partir du gaz naturel qui a été évitée. Par exemple, au cours de la semaine 5, l’énergie éolienne a permis de modifier d’environ 1 302 MW la production d’énergie produite à partir du gaz naturel par heure. En revanche, au cours de la semaine 15, l’énergie éolienne a modifié de seulement 375 MW en moyenne la production d’énergie à partir du gaz naturel par heure.

Figure 4 : Moyenne de la production à partir du gaz naturel et modification pour la période de 2020 à 2023, par semaine

La figure 5 présente directement ces avantages pour le climat en indiquant la quantité d’émissions de CO₂ évitée grâce à la production d’énergie éolienne. Elle illustre qu’en moyenne, une « production éolienne » de 1,00 MWh entraîne une modification de 0,227 tCO₂ (compensation des émissions grâce à la production d’énergie éolienne), alors qu’une « capacité de production » d’énergie éolienne de 1,00 MW entraîne une modification de 0,072 tCO₂ par heure (compensation des émissions grâce à la capacité de production d’énergie éolienne). Cela confirme que le ratio d’évitement des émissions de CO₂ attribuable à la capacité et à la production (0,072/0,227) correspond au facteur de capacité éolienne moyen (31 %). Du point de vue de la capacité, la figure 5 démontre que la valeur de la capacité éolienne sur le plan du climat est plus faible au cours des semaines 14 à 34, pendant lesquelles une capacité de 1,00 MW n’entraîne qu’une modification de 0,043 tCO₂ par heure.

Figure 5 : Réductions des émissions de CO₂ attribuables à l’énergie éolienne pour la période de 2020 à 2023, par semaine

La présente section élargit cette analyse afin d’évaluer le rapport coûts-avantages dans une perspective plus complète (y compris l’estimation des répercussions financières du mode d’interaction de l’énergie éolienne avec les autres ressources de production et les exportations nettes modélisées), ainsi que pour attribuer une valeur monétaire aux émissions de CO₂ évitées exprimée comme coût social du carbone (« CSC »). Du point de vue de l’Ontario, l’analyse coûts-avantages comporte deux éléments du côté des coûts et quatre éléments du côté des avantages. Nous en discutons ci-dessous.

Du côté des coûts, les deux éléments sont les dépenses associées à la production d’énergie éolienne et à la réduction de la production d’énergie éolienne. Les dépenses annuelles moyennes liées à la production d’énergie éolienne sont égales à la production moyenne pour la période de 2020 à 2023 (12,5 TWh) multipliée par le prix moyen de l’énergie éolienne au cours de la même période (151 $/MWh).

L’Ontario est un exportateur net d’électricité depuis la fin des années 2000, principalement en raison de ce que la SIERE appelle le « surplus de charge de base » (« SCB »), qui se produit lorsque la production d’électricité à partir du nucléaire, de l’hydroélectricité, de l’énergie éolienne et de l’énergie solaire est supérieure à la demande de l’Ontario^[17]. Pour garantir la stabilité du réseau, la SIERE doit équilibrer les situations de production excédentaire et déficitaire. La première « soupape de sortie » de la SIERE dans les situations de production excédentaire consiste à augmenter les exportations; la deuxième consiste à réduire la production en Ontario, y compris la production d’énergie éolienne. Ces diminutions de la production éolienne sont appelées « réductions ». Comme dans d’autres territoires de compétence, les PEI du secteur éolien sont compensés pour les réductions. La SIERE calcule la capacité estimée de chaque éolienne en Ontario au regard d’une série de paramètres, y compris la capacité installée disponible et la vitesse réelle du vent à l’emplacement, en fonction des capteurs. La différence entre la production d’énergie éolienne réelle et celle prévue par la SIERE est appelée « production éolienne réduite ». Les dépenses annuelles moyennes associées à la production éolienne réduite sont égales à la réduction moyenne de la production éolienne au cours de la période de 2020 à 2023 (1,3 TWh) multipliée par le prix moyen de l’énergie éolienne au cours de la même période (151 $/MWh).

La figure 6 illustre la production éolienne horaire moyenne et les réductions pour la période de 2020 à 2023. La réduction de la production éolienne atteint un sommet pendant les crues nivales des semaines 16 à 21 et un creux pendant la période de pointe de la demande en été en Ontario (c.-à-d. les semaines 27 à 34).

Figure 6 : Production éolienne moyenne en Ontario et réductions pour la période de 2020 à 2023, par semaine

Il y a quatre éléments du côté des avantages : les économies financières découlant d’une diminution de la production hydroélectrique et à partir du gaz naturel, l’augmentation des revenus provenant de l’augmentation des exportations nettes et les avantages financiers découlant de l’évitement d’émissions de CO₂. Nous ne tenons pas compte des répercussions financières de l’énergie nucléaire, étant donné que l’énergie éolienne a une incidence minime sur cette forme de production.

Nos estimations fondées sur la régression indiquent que la production éolienne a permis de réduire la production hydroélectrique d’une moyenne de 2,7 TWh par année au cours de la période de 2020 à 2023. Nous calculons le prix effectif de cette réduction en associant la production hydroélectrique réduite attribuable à la production éolienne avec la perte de production hydroélectrique attribuable aux conditions de SCB. L’Ontario Power Generation (OPG), qui détient 84 % des ressources hydroélectriques de l’Ontario, a déclaré avoir renoncé à une production de 2,2 TWh/année au cours de la période de 2020 à 2023^[18]. Ainsi, pour l’ensemble du secteur, cette renonciation représenterait 2,6 TWh/année, ce qui se rapproche beaucoup des estimations fondées sur la régression. OPG a reçu une compensation pour la production hydroélectrique à laquelle il a renoncé à raison de 30 $/MWh en fonction d’une série de comptes de report approuvés par la CEO. Au cours de cette période, le prix de l’électricité règlementé d’OPG était de 43 $/MWh; l’écart entre ce prix et le prix compensatoire (30 $/MWh) correspond donc aux économies par MWh attribuables à l’énergie éolienne (13 $/MWh).

Comme nous l’avons vu ci-dessus, la production d’électricité à partir du gaz naturel en Ontario sert de source d’appoint en période de pointe et de renfort pour les énergies éolienne et solaire et non pas pour assurer une « charge de base »; elle n’est généralement pas assujettie aux réductions liées aux SCB. La façon dont sont établis les contrats d’achat de gaz naturel reflète le profil de la ressource en Ontario. En effet, environ 70 % de la production à partir du gaz naturel fait l’objet de contrats prévoyants des paiements mensuels établis en fonction de revenus présumés qui visent à promouvoir la disponibilité d’une capacité de production à partir de cette source d’énergie lorsque celle-ci devient nécessaire^[19]. En vertu de cet arrangement contractuel particulier, les économies découlant de la modification de la production à partir du gaz naturel sont égales à la valeur du gaz naturel et des autres coûts variables approuvés. Les économies liées à la production à partir du gaz naturel sont donc fondées sur le prix moyen du gaz naturel au carrefour Dawn au cours de la période de 2020 à 2023 (4,50 $/MBTU) multiplié par le gaz naturel économisé (54,1 millions de MBTU/année). Cela équivaut à 34,5 $/MWh pour 7,0 TWh, ce à quoi nous ajoutons 5 $/MWh comme approximation des autres coûts variables.

Nous calculons les revenus des exportations nettes en multipliant les exportations nettes supplémentaires moyennes fondées sur la régression pour la période de 2020 à 2023 (2,2 TWh) par le prix moyen des exportations nettes de 37 $/MWh. Pour chiffrer la valeur financière du CO₂ évité, nous utilisons un CSC de 50 $/tCO₂^[20] et le multiplions par les émissions évitées (2,9 MtCO₂) résultant de la modification de la production d’énergie à partir du gaz naturel.

La figure 7 présente les résultats sommaires de l’analyse coûts-avantages pour la période de 2020 à 2023. On y traite de deux éléments liés au coût et des quatre éléments liés aux avantages, ainsi que des coûts-avantages globaux. Pour faciliter les comparaisons avec d’autres scénarios, nous calculons le résultat coûts-avantages en MWh, à -124 $/MWh. Cela signifie que les coûts de la production d’énergie éolienne en Ontario au cours de la période de 2020 à 2023 ont largement dépassé les avantages sur le plan du climat et les autres avantages correspondants. Ce résultat s’explique par le prix contractuel relativement élevé de l’énergie éolienne au cours de la période (151 $/MWh) et par le constat que la production d’énergie éolienne a modifié une partie de la production d’électricité à partir de gaz naturel, mais elle a aussi modifié une production hydroélectrique à zéro émission, moins coûteuse, en plus de contribuer à des prix des exportations nettes plus bas.

Figure 7 : Coûts-avantages moyens de la production d’énergie éolienne pour la période de 2020 à 2023, par semaine

Nous poursuivons maintenant en établissant les estimations de l’analyse coûts-avantages prospective pour la période de 2027 à 2030. Nous avons choisi cette période parce qu’elle est relativement proche du point de vue des systèmes énergétiques et que, par conséquent, les paramètres de régression que nous avons calculés pour la période de 2020 à 2023 devraient demeurer raisonnablement valides. Notre analyse porte sur deux scénarios. L’un concerne les anciens projets éoliens dont les contrats de 20 ans viendraient à échéance aux alentours de cette période. Comme dans le cas d’autres ressources dont les contrats sont arrivés à échéance, la SIERE et les PEI du secteur éolien pourraient nourrir un intérêt mutuel à renouveler des contrats, selon l’état opérationnel des ressources. Notre étude comporte une évaluation du prix auquel un tel renouvellement de contrat pourrait être rentable. Notre travail nous permet également de mieux comprendre les coûts et les avantages des nouveaux projets éoliens^[21].

Pour le scénario de la période de 2027 à 2030, nous conservons la plupart des paramètres que nous avons utilisés pour l’analyse de la période de 2020 à 2023, à l’exception de la mise à jour du prix du gaz naturel en fonction d’une prévision moyenne de 6,35 $/MBTU pour la période de 2027 à 2030^[22]. Comme base, nous utilisons un prix de référence (arrondi) de 80 $/MWh pour l’énergie éolienne, fondé sur l’application du facteur de capacité éolienne de l’Ontario de 31 pour cent au coût normalisé de l’énergie (CNE) pour le secteur éolien^[23] établi dans une étude récente. Compte tenu de la trajectoire récente des CNE du secteur éolien et de l’incertitude quant à l’évolution de ce secteur, nous utilisons le même montant nominal de 80 $/MWh pour la période de 2027 à 2030.

La figure 8 présente les résultats pour la période de 2027 à 2030, avec un résultat coûts-avantages de -38 $/MWh. Ce résultat est fondé sur une augmentation de 10 % de la production d’énergie éolienne par rapport au montant de référence, mais le résultat normalisé selon la taille de -38 $/MWh s’applique également aux projets existants et aux nouveaux projets éoliens dont les contrats ont été renouvelés. Ces résultats donnent à penser que même avec le prix de référence le plus bas de 80 $/MWh par rapport au prix de 151 $/MWh qui s’est maintenu pendant la période de 2020 à 2023, les coûts associés à la production d’énergie éolienne dépassent toujours les avantages sur le plan du climat et les autres avantages correspondants.

Figure 8 : Coûts-avantages moyens de la production d’énergie éolienne pour la période de 2027 à 2030, par semaine

Il existe un nombre infini de variations possibles des valeurs de base et de référence pour mettre à l’épreuve la sensibilité des résultats de référence pour la période de 2027 à 2030. Par exemple, nous pouvons calculer le « seuil d’équilibre » du prix de l’énergie éolienne à 46 $/MWh qui serait requis pour établir le rapport coûts-avantages pour la période de 2027 à 2030 à 0 $/MWh. Le prix d’équilibre de 46 $/MWh est bien en deçà du prix moyen réel de 151 $/MWh pour la période de 2020 à 2023 et du prix de référence fondé sur le CNE de 80 $/MWh pour la période de 2027 à 2030. Nous pouvons calculer qu’avec un CSC de 0 $, le prix de l’énergie éolienne atteindrait le seuil d’équilibre à 36 $, tandis qu’un CSC de 150 $/tCO₂^[24] se traduirait par un prix de l’énergie éolienne de 67 $/MWh.

Nos résultats de régression sont comparables à ceux d’une étude antérieure réalisée en Ontario^[25], ce qui prête à penser que les résultats sont robustes par rapport à la période et au niveau d’agrégation des données. La compensation des émissions grâce à la production d’énergie éolienne de l’Ontario est relativement faible, à seulement 43 % de celle du Texas (0,227 comparativement à 0,53 tCO₂/MWh)^[26]. Cela reflète le fait qu’en Ontario, une production d’énergie éolienne de 1,00 MWh ne modifie que de 0,56 MWh la production d’énergie à partir du gaz naturel, une technologie à émissions relativement faibles, comparativement à d’autres régions où la production d’énergie éolienne a tendance à modifier relativement plus la production d’énergie à partir du charbon ou du gaz naturel. De même, en raison du facteur de capacité éolienne relativement modeste de l’Ontario, la compensation des émissions liée à sa capacité éolienne est relativement plus faible que celle du Texas, à seulement 37 % (0,072 par rapport à 0,196 tCO₂/MW par heure)^[27].

DISCUSSION SUR LA POLITIQUE

Notre analyse peut éclairer les solutions stratégiques possibles en ce qui a trait aux anciens et aux nouveaux projets éoliens.

Pour les anciens projets éoliens dont les contrats arrivent à échéance avant 2030, les propriétaires auront le choix déclasser ou de poursuivre leurs activités « sans modification » ou de procéder à une remise en service partielle ou complète. Sur le plan financier, les PEI du secteur éolien reconnaîtraient qu’il est peu probable que la reconduction du contrat à 151 $/MWh ou près soit politiquement ou économiquement faisable et que la poursuite des opérations pourrait se faire dans le cadre d’un nouveau contrat avec la SIERE ou sans contrat, soit sur la base purement du PHEO en tant que participant au marché ou dans le cadre d’un contrat d’achat d’électricité auprès d’une tierce partie (« CAE »). Du point de vue de la SIERE, notre analyse révèle clairement que le prix contractuel au seuil d’équilibre pour la société est d’environ 46 $/MWh. En supposant que le financement initial du projet éolien en Ontario était échelonné sur une période de 20 ans ou moins, à la résiliation du contrat, les coûts différentiels de l’exploitation à long terme sans ou avec une remise en service partielle modeste pourraient bien être égaux ou inférieurs à 46 $/MWh. En comparaison, l’attrait relatif de la solution de rechange basée uniquement sur le PHEO dépendrait des prévisions à long terme à son sujet. Le PHEO s’est établi en moyenne à 30 $ au cours de la période de 2020 à 2023, avec un sommet annuel de 47 $ en 2022 pendant la crise énergétique.

La SIERE pourrait choisir de concevoir et de proposer une offre standard de reconduction de contrat d’énergie éolienne à raison de 46 $/MWh pour un mécanisme de type CsD d’une durée maximale de dix ans. Les PEI du secteur éolien seraient alors en mesure de décider s’ils optent pour le déclassement ou la poursuite de leurs activités en fonction de cette offre standard et de leur situation particulière. Certaines installations éoliennes seraient fermées, d’autres concluraient un nouveau contrat avec la SIERE, et d’autres pourraient poursuivre leurs activités dans le cadre d’un CAE auprès d’une tierce partie ou devenir de purs participants au marché. À titre de référence, pour l’Est des États-Unis, le CAE moyen en 2021-2022 prévoyait un prix d’environ 65 $/MWh^[28].

Sur une base autonome, sans tenir compte des coûts supplémentaires de transmission et d’autres coûts du réseau, une perspective de type coûts-avantages semblable s’applique aux nouveaux projets éoliens. Du point de vue de la SIERE, le même prix contractuel au seuil d’équilibre pour la société d’environ 46 $/MWh s’applique. Toutefois, le nouveau prix de référence incluant l’infrastructure construite entraîne un écart important entre le prix social (46 $/MWh) et le coût privé (80 $/MWh). Il existe plusieurs solutions possibles à cet égard.

L’une d’entre elles consiste à continuer d’aller de l’avant dans le cadre de l’approche contractuelle actuelle du PEI du secteur éolien privé et à ce que la SIERE conçoive un processus concurrentiel d’enchères avec un « prix de réserve » maximal de 46 $/MWh. Le prix de réserve est crucial parce que s’il est fixé à un niveau trop élevé, il pourrait entraîner un faible rapport qualité-prix pour le public. En revanche, s’il est établi à un niveau trop bas, les PEI du secteur éolien pourraient décider de ne pas participer parce que ce prix ne permet pas d’atteindre leur coût moyen pondéré du capital (CMPC) cible. Une autre possibilité consiste à abandonner l’approche contractuelle en faveur du financement et de la compensation des projets éoliens sur la base d’une règlementation économique fondée sur le coût de service. Il n’y a pas de raison particulière pour laquelle le secteur éolien devrait être traité différemment de la majorité des ressources énergétiques de l’Ontario ou du Canada dans son ensemble. L’argument selon lequel l’approche contractuelle est toujours préférable à la règlementation économique ne tient tout simplement pas pour l’énergie éolienne en Ontario si l’on se reporte aux 20 dernières années. En effet, la règlementation économique pourrait mieux harmoniser les coûts pour le public avec les avantages pour le public.

Une troisième solution consisterait à tirer parti des économies d’échelle plus importantes et des coûts moins élevés du financement public, et à se doter de nouveaux projets éoliens appartenant à l’État et exploités par celui-ci. C’est déjà le cas d’environ la moitié de la capacité éolienne de l’Île-du-Prince-Édouard^[29] et c’est là l’essentiel de la stratégie récemment annoncée au Québec qui vise à déployer 10 GW de nouvelles éoliennes publiques d’ici 2035. Hydro-Québec prétend que cette capacité pourrait permettre de réaliser des économies atteignant jusqu’à 20 % grâce à des achats centralisés et à d’autres économies d’échelle^[30]. Les actifs éoliens entreraient dans la « base tarifaire » règlementée d’OPG et bénéficieraient du coût de financement plus faible associé aux sociétés d’État soutenues par la province, comparativement au financement privé.

CONCLUSION

Nos recherches révèlent que les coûts de l’énergie éolienne ont largement dépassé les avantages qu’elle procure pour la société et le climat pour la période de 2020 à 2023, avec un coût net moyen de -124 $/MWh. Un tel résultat négatif est une combinaison de la compensation relativement faible des émissions que permet l’énergie éolienne en Ontario (0,227 tCO₂/MWh) et des prix élevés de l’énergie éolienne (151 $/MWh). Nous avons également effectué une analyse coûts-avantages prospective pour la période de 2027 à 2030 et calculé un coût net moyen de l’énergie éolienne de -38 $/MWh basé sur un prix de référence de 80 $/MWh. Le « seuil d’équilibre » coûts-avantages pour la période de 2027 à 2030 est de 46 $/MWh.

Sur le plan structurel, la valeur de l’énergie éolienne est relativement faible pour les réseaux à faibles émissions actuels de l’Ontario dominés par les sources nucléaire et hydraulique. Le facteur de capacité éolienne moyen en Ontario est relativement faible. Bien que la technologie éolienne puisse améliorer ce rendement en termes absolus, elle ne changera pas le désavantage comparatif. De plus, l’énergie éolienne en Ontario a une corrélation négative avec la production d’électricité à partir du gaz naturel, de sorte qu’elle est une solution de rechange relativement peu efficace pour modifier cette source d’énergie. Quel que soit le prix de l’énergie éolienne, ces lacunes structurelles persisteraient à court et moyen terme.

Du point de vue des politiques, le défi consiste à mettre en œuvre des programmes qui sont viables au fil du temps et qui harmonisent les coûts pour le public avec les avantages pour le public. L’expérience globale de la production d’énergie éolienne en Ontario au cours des 20 dernières années révèle que les coûts ont largement dépassé les avantages. Nous espérons que cette analyse et d’autres contributions à la recherche fourniront le type d’orientation prospective nécessaire pour s’assurer que tout développement futur dans le secteur ontarien de l’énergie éolienne soit dans l’intérêt public.

• ¹ Il s’agit d’une version condensée d’un rapport plus long du même titre préparé par l’auteur pour le compte du Macdonald-Laurier Institute (MLI) et publié en septembre 2024 : Edgardo Sepulveda, Chasing the Wind: The value of wind generation in a low-emission nuclear and hydro-dominant grid – the case of Ontario, A Macdonald-Laurier Institute Publication, 2024, en ligne (pdf) : <macdonaldlaurier.ca/wp-content/uploads/2024/09/20240724_Wind-power-Sepulveda_PAPER-v13-FINAL.pdf>.
• * Edgardo Sepulveda est économiste spécialisé en règlementation et cumule plus de trente ans d’expérience dans les secteurs de l’électricité et des télécommunications. Il a conseillé des gouvernements, des organismes de règlementation, des entreprises, des syndicats et des défenseurs des consommateurs dans plus de 40 pays. Né au Chili, il parle couramment l’anglais et l’espagnol, en plus de posséder une bonne connaissance pratique du français. Il a détient un baccalauréat (avec une spécialisation) en économie de l’Université de la Colombie-Britannique et une maîtrise dans la même discipline de l’Université Queen’s. En 2006, il a fondé l’entreprise Sepulveda Consulting Inc.
• ² Il s’agit notamment des travaux sur le réseau électrique du Texas de, Joseph Cullen, « Measuring the Environmental Benefits of Wind-Generated Electricity » (2013) 5:4 Am Econ J : Econ Pol’y, 107–33, en ligne : <doi.org/10.1257/pol.5.4.107>; Kevin Novan, « Valuing the Wind: Renewable Energy Policies and Air Pollution Avoided » (2015) 7:3 Am Econ J : Econ Pol’y, 291–326, en ligne : <doi.org/10.1257/pol.20130268>; d’autres études récentes analysant le réseau électrique de l’Ontario de Pejman Bahramian, Glenn P. Jenkins et Frank Milne, « The displacement impacts of wind power electricity generation: Costly lessons from Ontario », (2021) Energy Pol’y 151, en ligne : <doi.org/10.1016/j.enpol.2021.112211> [Bahramian]; et de plusieurs autres régions des États-Unis d’Harrison Fell et Jeremiah X. Johnson, « Regional disparities in emissions reduction and net trade from renewables », (2021) 4 Nature Sustainability, 358–65, en ligne : <doi.org/10.1038/s41893-020-00652-9> [Harrison Fell].
• ³ Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, « Réseau électrique de l’Ontario : Sources d’approvisionnement et production » (consulté le 22 janvier 2025), en ligne : <www.ieso.ca/francais/Reseau-electrique-de-lOntario/Sources-dapprovisionnement-et-production>.
• ⁴ Pour un aperçu des premières réformes, voir Michael Trebilcock & Roy Hrab, « Electricity Restructuring in Ontario » (2005) 6:1 Energy J, en ligne : <journals.sagepub.com/doi/abs/10.5547/ISSN0195-6574-EJ-Vol26-No1-6>; pour une mise à jour, y compris sur le RG et les prix croissants, voir Edgardo Sepulveda, « Power to the people: Privatization and electioneering have made electricity prices unbearable in Ontario » (1 mai 2018), en ligne : <www.policyalternatives.ca/news-research/power-to-the-people>; et pour en savoir plus sur le subventionnement, voir Edgardo Sepulveda, « Ontario election: The $6.9 billion budget item that (almost) no one is talking about » (19 mai 2022), en ligne : <www.tvo.org/article/ontario-election-the-69-billion-budget-item-that-almost-no-one-is-talking-about>.
• ⁵ Loi de 2009 sur l’énergie verte, LO 2009, c 12, annexe A.
• ⁶ Ibid.
• ⁷ New York Independent System Operator, « NYCA Renewables 2023 » (consulté le 22 janvier 2025), en ligne : <www.nyiso.com/documents/20142/29609937/2023-NYCA-Renewables-Presentation.pdf/b4b189e8-e213-baf1-9f81-ac425342a2ea>.
• ⁸ Alberta Electricity System Operator, Annual Market Statistics Report, Market Analytics, 2024, en ligne : <www.public.tableau.com/app/profile/market.analytics/viz/AnnualStatistics_16161854228350/Introduction>.
• ⁹ Voir United States Energy Information Administration, « U.S. wind generation falls into regional patterns by season » (30 novembre 2022), en ligne : <www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=54819>.
• ¹⁰ Les données pour l’Ontario, le NYISO et l’AESO sont des moyennes mensuelles pour la période de 2020 à 2023; pour les États des basses plaines, il s’agit de données pour la période de 2016 jusqu’à la mi-2022.
• ¹¹ Les données pour les États des basses plaines (TX, OK, KS, NM) sont présentées pour la période de 2016 jusqu’à la mi-2022.
• ¹² Voir Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, « Public Reports Data Portal » (consulté le 22 janvier 2025), en ligne : <www.reports.ieso.ca/public>.
• ¹³ Pour notre base de données, nous utilisons l’heure comme unité de base d’analyse et regroupons toutes les heures par périodes de sept jours à partir du 1^er janvier de chaque année, de la semaine 1 jusqu’à la semaine 52. Cinquante-deux semaines de sept jours totalisent 364 jours. Il nous faut donc ajouter un huitième jour à l’une des semaines pour avoir les 365 jours nécessaires. Chacune des semaines de la semaine 1 à la semaine 51 compte sept jours, ce qui donne un total de 672 heures (24 heures x 7 jours x 4 ans). Une journée supplémentaire sera ajoutée à la semaine 52 ce qui portera le total à 768 heures (24 heures x 8 jours x 4 ans). À des fins d’analyse, nous excluons les 24 points de données horaires pour le 29 février 2020, une année bissextile.
• ¹⁴ Supra note 3.
• ¹⁵ Ce type de « suivi de charge » saisonnier à l’énergie nucléaire est rendu possible par la planification des arrêts d’entretien du parc de 18 réacteurs nucléaires de l’Ontario d’une manière coordonnée et tenant compte de la demande ontarienne.
• ¹⁶ Le coefficient de corrélation « r » mesure la force de la relation entre deux variables, allant de -1,00 (la corrélation négative parfaite signifie que deux variables se déplacent dans une direction opposée) à 1,00 (la corrélation positive parfaite signifie que deux variables se déplacent dans la même direction tout le temps), 0,00 signifiant non corrélé.
• ¹⁷ Ontario Power Generation, OPG Reports 2023 Financial Results, Toronto : Ontario Power Generation Inc., 2024, en ligne (pdf) : <www.opg.com/documents/2023-financial-results-pdf>.
• ¹⁸ Ibid.
• ¹⁹ En résumé, pour chaque centrale au gaz naturel distincte, la SIERE établit un montant fixe pour payer les coûts fixes d’immobilisations et d’exploitation, comme s’il n’y avait pas de production à partir du gaz naturel. De ce montant, la SIERE déduit les revenus nets que le producteur particulier aurait dû toucher (« revenus présumés ») sur le marché, après avoir payé le gaz naturel et d’autres coûts variables approuvés. Les heures de production présumées sont celles au cours desquelles le PHEO a dépassé les coûts variables nets approuvés pour l’exploitant en question. Pour assurer la capacité de réserve, ce système « complète » les revenus nets de l’énergie avec une forme de paiement pour capacité pour remettre les producteurs dans la position sur le marché dans laquelle ils auraient autrement été.
• ²⁰ Voir Bahramian, supra note 2. Basé sur la publication du gouvernement du Canada « La tarification du carbone : cadre de règlementation du système de tarification fondé sur le rendement » (modifié le 31 janvier 2018), en ligne : <www.canada.ca/fr/services/environnement/meteo/changementsclimatiques/action-pour-climat/tarification-pollution-carbone/systeme-tarification-fonde-rendement.html>.
• ²¹ D’un point de vue conceptuel, la plus grande différence entre l’analyse coûts-avantages des anciens ou des nouveaux projets consisterait en l’inclusion, dans ces derniers, du coût du système et des autres coûts liés à l’ajout de nouvelles éoliennes. Cela comprendrait de nouvelles ressources de transmission pour permettre l’expansion du secteur éolien, peut-être de nouvelles installations d’appoint ou de stockage et des services auxiliaires connexes. Bien que ce type de modélisation détaillée dépasse la portée de la présente étude, il est important de garder à l’esprit que ces coûts supplémentaires seront probablement importants. Par exemple, la SIERE estime que le coût moyen d’une nouvelle ressource de transmission jusqu’en 2050 pour les projets éoliens est de l’ordre de 25 $/MWh. Voir Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, Pathways to Decarbonization, Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, 2022, en ligne (pdf) : <www.ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/gas-phase-out/Pathways-to-Decarbonization.pdf>.
• ²² Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, 2024 Annual Planning Outlook: Resource Costs and Trends, Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité, 2024, en ligne (pdf) : <www.ieso.ca/-/media/Files/IESO/Document-Library/planning-forecasts/apo/Mar2024/Resource-Costs-and-Trends.pdf>.
• ²³ National Renewable Energy Laboratory, « 2022 Cost of Wind Energy Review » (consulté le 22 janvier 2025), en ligne (pdf) : <www.nrel.gov/docs/fy24osti/88335.pdf>.
• ²⁴ Gouvernement du Canada, « Mise à jour de L’approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone 2023-2030 » (modifié le 5 août 2021), en ligne : <www.canada.ca/fr/environnement-changement-climatique/services/changements-climatiques/fonctionnement-tarification-pollution/tarification-pollution-carbone-modele-federal-information/modele-federal-2023-2030.html>.
• ²⁵ Voir Bahramian, supra note 2.
• ²⁶ Harrison Fell, supra note 2.
• ²⁷ Ibid.
• ²⁸ U.S. Department of Energy, Land-Based Wind Market Report: 2023 Edition, Lawrence Berkeley National Laboratory : Wind Energy Technologies Office of the U.S. Department of Energy’s Office of Energy Efficiency and Renewable Energy, 2023, en ligne (pdf) : <www.energy.gov/sites/default/files/2023-08/land-based-wind-market-report-2023-edition.pdf>.
• ²⁹ Prince Edward Island Energy Corporation, « What We Do » (consulté le 22 janvier 2025), en ligne (pdf) : <www.peiec.ca>.
• ³⁰ Hydro-Québec, Stratégie de développement éolien : Tracer la voie vers une réussite collective,Québec : Hydro-Québec, 2024, en ligne (pdf) : <www.hydroquebec.com/data/a-propos/pdf/strategie-developpement-eolien.pdf>.