Les avancées technologiques de PCCE¹, alliées à une utilisation élargie du gaz², ont permis de réduire les coûts en capital et d’accroître la concurrence opérationnelle des systèmes de PCCE. Ceci a exacerbé l’intérêt des installations ayant un constant besoin de chauffage et d’électricité, ainsi que de celles qui accordent une grande valeur à la fiabilité et à la sécurité énergétiques. Une meilleure économie, jumelée à l’offre de systèmes modulaires préemballés, a ouvert la voie à des investissements privés à petite échelle et des propriétés d’un système de PCCE.

Cet article présente un sommaire du cadre réglementaire et politique relatif à la PCCE de l’Ontario, ainsi que des commentaires sur l’incidence d’un nombre accru de projets de PCCE visant le déplacement de charges sur la relation entre les clients et les fournisseurs de services, les rôles et les responsabilités et les répercussions sur les régulateurs.

Aperçu réglementaire et politique

Du point de vue de la politique énergétique, la PCCE offre une proposition de valeur intéressante et claire :

En supposant que la chaleur est utilisée de façon optimale, la PCCE peut permettre de tirer le maximum de l’énergie disponible à partir d’un combustible, devenant ainsi le moyen le plus efficace d’exploiter les combustibles fossiles tout en produisant de l’énergie électrique. La PCCE peut atteindre une efficacité globale maximale de 80 % lorsque conçue pour suivre la charge de chaleur³.

La PCCE combine cette grande efficacité à un fonctionnement extrêmement fiable⁴, tellement que de nombreuses compétences sont à élaborer des directives à l’intention des installations afin de mettre en œuvre la PCCE et d’autres projets de génération distribuée à titre d’interventions fiables et souples aux événements météorologiques extrêmes, comme l’ouragan Sandy⁵. La PCCE est évolutive et peut être déployée relativement rapidement, souvent sans aucune opposition du public, même lorsqu’elle est située dans des zones urbaines denses⁶. Même si la plupart des systèmes de PCCE fonctionnent au gaz naturel, ils peuvent être conçus pour fonctionner à l’aide de différents carburants d’entrée, comme la biomasse, et de manière à satisfaire un éventail d’exigences de production thermique et d’électricité. En outre, lorsqu’on les compare au parc ontarien de turbines à gaz à cycle combiné larges et centrales utilisées pour la génération en marge, un système de PCCE bien conçu peut réduire la consommation globale de gaz naturel et les gaz à effet de serre de la province, qui en découlent⁷,⁸.

L’image réglementaire est beaucoup moins claire. La PCCE complique la question, car elle élargit le nombre et la diversité des consommateurs intéressés à l’autogénération pour inclure les petites installations industrielles, les immeubles institutionnels et commerciaux ainsi que les ensembles résidentiels de plus grande importance, une capacité réservée aux grosses industries jusque-là. Lorsque les systèmes de PCCE sont conçus dans le cadre de projets visant le déplacement de charges, ils peuvent potentiellement déranger le modèle d’affaires actuel des fournisseurs d’électricité et brouiller les lignes qui divisent les rôles, les relations et les attentes des fournisseurs et des clients.

Pour compliquer encore plus les choses, la PCCE est une technologie multicarburant unique qui a le potentiel de croiser la division réglementaire de l’électricité et du gaz naturel⁹. Par exemple, on peut concevoir qu’un projet de PCCE visant le déplacement de charges pourrait être admissible au programme de conservation de l’énergie et de gestion de la demande (CDM), ainsi que la maîtrise de la demande d’électricité (MDE) pour le gaz naturel. LA PCCE peut simultanément déplacer la charge électrique du système de distribution ainsi que réduire l’utilisation du gaz naturel lorsque l’on fait la comparaison avec le parc de l’Ontario de centrales à cycle combiné au gaz naturel qui génèrent de l’électricité en marge en combinaison avec les chaudières des clients. Le ministère de l’Énergie a lancé un appel pourles programmes CDM/MDE dans sa directive sur la Priorité à la conservation de l’énergie, transmise à la Commission de l’énergie de l’Ontario¹⁰, et la PCCE est une application parfaite de l’énergie pour la promotion commune de la collaboration entre les services publics d’électricité et de gaz naturel étant donné qu’elle chevauche à la fois le chauffage et l’électricité.

Bien plus que de l’approvisionnement

Trois configurations de connexion sont possibles pour brancher la PCCE au système de distribution électrique ou au système de transmission dans le cas d’usine industrielle importante :

1. Lorsque toute la puissance est exportée de l’usine vers le système de distribution, soit par l’exploitation d’un système de PCCE en tant qu’usine marchande ou dans le cadre d’une entente d’achat d’électricité : Certains lecteurs seront familiers avec l’histoire récente de l’Ontario sur les efforts d’approvisionnement de PCCE. Dans son récent Plan énergétique à long terme (PELT)¹¹, le ministère de l’Énergie inclut une référence à un programme de PCCE et a subséquemment émis une directive ministérielle à l’Office de l’électricité de l’Ontario (OEO)¹² afin d’établir la deuxième ronde du Programme d’offre standard en matière de production combinée de chaleur et d’électricité 2.0 (POSPCCE 2.0) visant les serres (100 MW) et des projets énergétiques régionaux (50 MW).
2. « Production hors réseau » lorsque toute l’énergie est consommée par l’installation hôte comme projet de déplacement de charges : Dans la politique énergétique de l’Ontario, le déplacement de charges provenant de la PCCE est traité comme une mesure de conservation d’électricité, car il permet de réduire les besoins d’électricité d’une installation fournis par le système de distribution. Comme mesure de conservation, ces systèmes hors réseau de PCCE étaient admissibles aux programmes incitatifs comme le CDM (Conservation and Demand Management) en vertu du cadre de conservation précédent (2011 – 2014), et le Ministère a récemment passé en revue de manière rigoureuse son admissibilité dans la directive émise par le ministère de l’Énergie à l’intention de l’OEO relative au cadre de travail Priorité à la conservation de l’énergie¹³.
3. La facturation nette, qui permet un débit bidirectionnel de l’électricité entre l’installation et le système de distribution : Bien que la facturation nette soit théoriquement permise pour les systèmes de PCCE qui s’alimentent avec la biomasse ou du biogaz¹⁴, le Programme de tarifs de rachat garantis de la Loi de 2009 sur l’énergie verte et l’économie verte fournit un mécanisme d’approvisionnement direct pour la génération d’énergie à partir de la bioénergie¹⁵. Pour la PCCE alimentée au gaz naturel, la facturation nette n’est pas encore permise.

Incidence pour les services publics

Dans la vision du PELT, le gouvernement de l’Ontario a indiqué qu’il voit la facturation nette comme l’avenir des projets d’énergie renouvelable à petite échelle. En l’absence d’un prolongement de cette vision aux systèmes de PCCE utilisant le gaz naturel, ce sont les PCCE hors réseau, ou les soi-disant projets de « production combinée de chaleur et d’électricité de conservation (PCCEC) », qui offrent le plus grand potentiel pour appuyer davantage l’atteinte des objectifs de la politique à long terme de l’Ontario. Malheureusement, les promoteurs de tels projets sont également ceux dont les projets dérangent le modèle d’affaires des services publics d’électricité.

Le cadre de travail Priorité à la conservation de l’énergie de l’Ontario (2015-2020) comprend des cibles de conservation ambitieuses. L’OEO est actuellement engagée dans un processus efficace d’affectation de fonds de 2,1 milliards de dollars et 7 térawattheures (TWh) de cibles de PCCE pour l’ensemble des entreprises locales de distribution (ELD). Les 7 TWh représentent une augmentation d’environ 90 % par rapport aux économies d’énergie annuelle moyennes de 2011 – 2014¹⁶. Afin d’atteindre ces cibles, un grand nombre d’ELD cherchent des occasions pour soutenir leurs consommateurs autrement que par le changement de vieilles ampoules inefficaces et pour aider l’industrie à changer les moteurs à entraînement électrique pour des moteurs plus efficaces. Puisqu’une unité de PCCE relativement modeste de 500 kW peut réduire la consommation électrique d’environ 4 GWh par année¹⁷, il n’est pas surprenant que les ELD s’emploient de plus en plus à trouver des occasions de projets de PCCE dans leurs territoires de service respectifs¹⁸.

Bien entendu, le défi repose dans le fait que ces projets influent sur les revenus existants des ELD, particulièrement pour les plus petites, où quelques projets de PCCE indépendants peuvent représenter une portion importante de leur charge globale. Cela peut se traduire par des droits d’actifs de transmission ou de génération délaissés et, dans certains cas, exiger l’ajout d’investissements dans ces systèmes par le propriétaire afin de les protéger contre des conditions de pannes comme celles causées par des problèmes thermiques ou de court-circuit. Suite à ces pertes de revenus et à ces répercussions sur les coûts, un grand nombre d’ELD ont réagi en introduisant ou, dans certains cas, en réintroduisant des frais pour droit d’usage, rendant ainsi moins invitant la mise en place de systèmes de PCCE, une réaction qui se place en conflit direct avec les objectifs énoncés dans le cadre Priorité à la conservation de l’énergie.

Tandis que les frais liés à l’attente sont garantis en ce que les partisans de la PCCE utilisent un service et dépendent du réseau si leur système échoue, leur demande n’est pas systématiquement appliquée à travers les ELD de l’Ontario, et souvent ne tiennent pas compte de tous les avantages potentiels à payer pour le système tel que le report des investissements de transport et de production.

D’autres ELD ont utilisé leurs sociétés affiliées non réglementées pour investir dans de tels projets de PCCE; toutefois, en vertu des programmes de conservation actuels, l’investissement de tiers et la propriété des systèmes de PCCE ne permettent pas de qualifier ces derniers pour l’obtention de mesures incitatives, que les projets de PCCE soient entrepris par des sociétés affiliées ou le secteur privé. La combinaison des risques et de l’incertitude fait en sorte que les promoteurs de projets de PCCE sont préoccupés par le fait que des coûts additionnels seront introduits au fil du temps, peut-être sous la forme d’un supplément, comme le mécanisme d’ajustement globale de l’Ontario.

Existe-t-il une solution réglementaire?

Deux processus réglementaires pointent vers des solutions possibles, même si elles sont imparfaites. Ces options ne sont pas mutuellement exclusives et comportent de nombreuses variantes potentielles pouvant être appliquées selon les circonstances.

La première option est proposée par la Commission de l’énergie de l’Ontario, qui a publié un document de discussion soulignant les options d’un modèle à tarif fixe, également connu comme le taux ou le revenu découplé¹⁹. Ainsi, les ELD pourraient récupérer leurs coûts et faire un gain associé à leur taux de rendement réglementé en fonction de frais fixes uniquement facturés à leurs clients plutôt qu’en fonction du modèle d’aujourd’hui, où le retour est payé par un ensemble de taux fixes (kW) et variables (kWh). L’objectif énoncé de de la CEO consiste à appuyer l’orientation stratégique énoncée dans le PELT en retirant tout facteur dissuasif pour augmenter la génération distribuée. Bien qu’à cette étape, la CEO semble vouloir aller de l’avant uniquement pour les clients résidentiels et les petites entreprises, la portée devrait éventuellement aussi s’étendre aux clients plus importants qui souhaiteraient développer des projets de PCCE.

La deuxième option, plus radicale, provient de la procédure de Reforming the Energy Vision²⁰ de l’État de New York, dans le cadre de laquelle la commission des services publics passe en revue sa réglementation sur les services publics d’électricité. Dans une demande conjointe, des filiales de services publics d’électricité ont allégué que la propriété du service peut être appropriée lorsque l’intégration d’une génération distribuée est susceptible d’améliorer la fiabilité, là où cela se traduit par des investissements différés dans l’infrastructure de transmission et de distribution, et où certains clients pourraient en bénéficier. Bien entendu, tout le monde n’appuie pas nécessairement l’idée de permettre même une intégration verticale et une réorganisation limitée des services publics, mais les projets de PCCE ont le potentiel de satisfaire les conditions mises de l’avant par l’ensemble des services publics de New York.

Plus important encore, la conclusion commune et le facteur reliant l’exploration du découplage des revenus de l’Ontario pour les ELD à l’examen par l’état de New York de sa réglementation relative aux services de distribution, est que la génération distribuée, y compris les projets de PCCE, devrait jouer un rôle de plus en plus important dans le système énergétique de demain.

La Commission de l’énergie de l’Ontario a fait un pas courageux pour souligner les options possibles de découplage des revenus afin de soutenir les objectifs stratégiques du gouvernement. Bien que certains ne soient pas en mesure d’imaginer une certaine forme de « réorganisation » limitée, ce serait certainement dans l’intérêt des contribuables et des services publics de l’Ontario pour la Commission de suivre la voie prise par les régulateurs de New York et d’au moins examiner les conditions sous lesquelles un regroupement peut être pris en considération. Les régulateurs de l’Ontario ont maintenant la tâche de garantir une livraison sécuritaire, fiable et abordable de l’électricité aux consommateurs. Afin d’entreprendre cette tâche efficacement dans le cadre d’une technologie et d’un environnement économique qui changent rapidement, les régulateurs devraient se montrer prêts à suivre des méthodes non conventionnelles. Par exemple, ils pourraient avoir la souplesse nécessaire dans les cas de projets de PCCE visant le déplacement de charges, de traiter une demande SDL/GAD de services multiples, et de prendre en considération des soumissions où les services publics présentent un dossier convaincant de gestion de réseau, même si cela veut dire investir dans des actifs du côté du client par rapport au compteur.²¹ La Commission de l’énergie de l’Ontario a fourni une directive²² qui définit le cadre réglementaire pour les installations de production appartenant aux distributeurs, y compris les projets de PCCE avec la production et le stockage de l’énergie renouvelable, quoique les services publics ne puissent pas inclure des actifs de production en vigueur dans leur base tarifaire. Ceci est un excellent premier pas, en rendant les règles de jeu équitables pour les services publics qui veulent investir dans les projets de PCCE « derrière le compteur », aux cotés de leurs filiales réglementées et du secteur privé. Néanmoins, les obstacles et les incertitudes demeurent. Il existe des possibilités pour l’organisme de réglementation de s’étendre sur les mesures qu’il a déjà prises en uniformisant les règles de jeu parmi les services publics de l’Ontario en ce qui concerne la fixation des tarifs liés à l’attente, en exigeant que les ELD connectent les clients « derrière le compteur » lorsque nécessaire, et en introduisant une plus grande certitude en ce qui concerne l’application future des charges telles que le mécanisme d’ajustement global de l’Ontario.

Conclusion

Les projets de PCCE combinent une exploitation fiable et très efficace à de nombreuses autres qualités très souhaitables pour contribuer aux objectifs stratégiques, y compris en ce qui a trait à la résilience, à l’amélioration du rendement environnemental ainsi qu’au contrôle des coûts pour l’industrie. La plupart des décisions et des discussions stratégiques limitées concernant la PCCE sont liées aux plus récents programmes d’approvisionnement qui ciblent uniquement des secteurs précis, et pourtant la PCCE visant le déplacement de charges offre non seulement une voie potentielle pour atteindre les cibles ambitieuses du cadre de travail Priorité à la conservation de l’énergie du gouvernement de l’Ontario, mais permet également des options souhaitables pour les consommateurs d’énergie de la province pour gérer leurs coûts énergétiques et ajouter de la résilienceà leurs opérations. Le régulateur détient l’une des clés pour débloquer le potentiel de la PCCE, et devrait continuer à uniformiser les règles de jeu et éliminer les obstacles à l’investissement, à la fois par le secteur public et le secteur privé, dans les infrastructures d’énergie efficaces et distribuées.