Introduction

Les ressources énergétiques distribuées (RED) attirent l’attention des exploitants de systèmes énergétiques et des organismes de réglementation partout en Amérique du Nord et en Europe. Les RED sont « une source d’énergie décentralisée qui fournit des services d’électricité aux clients particuliers ou au système plus large situé à proximité¹ » [traduction]. Les RED sont souvent situées à proximité des clients et « fournissent la totalité ou une partie des besoins immédiats [des clients] en électricité et en chauffage et peuvent être utilisées par le réseau pour réduire la demande ou fournir de l’énergie, de la capacité ou des services auxiliaires pour répondre aux besoins du réseau de distribution² » [traduction]. Les RED comprennent l’intégration d’une gamme de technologies (notamment l’énergie solaire photovoltaïque, l’énergie éolienne, la cogénération, le gaz naturel renouvelable, le stockage d’énergie et les véhicules électriques) dans des ressources énergétiques stables et fiables à un niveau local.

Ensemble, les RED peuvent améliorer la durabilité des systèmes énergétiques en permettant une meilleure utilisation des ressources énergétiques renouvelables à faible émission de carbone et en améliorant la fiabilité et la résilience des systèmes grâce à l’utilisation de sources d’énergie réparties et technologiquement diversifiées³. On s’attend à ce que les RED aient une plus grande capacité d’adaptation à l’évolution des circonstances et qu’elles puissent offrir un meilleur contrôle aux consommateurs⁴. Les RED peuvent également permettre de différer des mises à niveau coûteuses de l’infrastructure et contribuer potentiellement à la réduction des « goulots d’étranglement et de congestion dans le transport et la distribution⁵ » [traduction].

Bien que les RED offrent la possibilité de renforcer la durabilité des systèmes énergétiques, leur émergence est perçue comme présentant un certain nombre de défis potentiels. Le déploiement généralisé des RED exige la reconfiguration des réseaux de transport et de distribution à partir de structures relativement hiérarchiques qui relient les producteurs aux consommateurs dans des configurations en réseau facilitant les transactions énergétiques entre les participants, lesquels peuvent agir comme producteurs ou consommateurs selon leur situation. Les développeurs potentiels de RED sont à la recherche de modèles d’affaires durables qui leur permettent d’agréger leurs ressources de production et de stockage distribuées à petite échelle en actifs gérables et générateurs de revenus à l’échelle du réseau.

Le déploiement éventuel d’un nombre important de RED pourrait présenter certains défis pour le système actuel. Pour les systèmes d’électricité qui reposent sur des actifs de production centralisés à grande échelle (comme les centrales nucléaires, les grandes centrales alimentées aux combustibles fossiles et les centrales hydroélectriques), l’adoption généralisée des RED risque d’éroder la demande traditionnelle du réseau de base, ce qui, en retour, risque de faire « échouer » ces centrales à longue durée de vie⁶. En outre, le déploiement potentiel des RED suscite un débat sur la question de savoir comment et par qui les coûts des mises à niveau nécessaires de l’infrastructure de transport et de distribution, qu’exigerait un déploiement à plus grande échelle des RED, devraient être couverts⁷.

La province de l’Ontario offre une étude de cas importante pour explorer ces tensions autour du développement des RED. Les organismes de réglementation, les décideurs et les principaux acteurs du réseau d’électricité de la province reconnaissent de plus en plus que les activités liées aux RED sont un point central de l’innovation dans le secteur de l’électricité. On sait aussi que d’autres administrations vont de l’avant dans l’élaboration des RED, et on reconnaît qu’il est possible que le déploiement des RED ait son propre élan, indépendamment des décisions stratégiques prises par les gouvernements et les organismes de réglementation⁸. L’intérêt pour les RED est renforcé par les préoccupations concernant les impacts régionaux des changements climatiques, en particulier les phénomènes météorologiques extrêmes, et par l’importance croissante accordée à la fiabilité et à la résilience des réseaux électriques et des services énergétiques traditionnels.

En même temps, la province dispose d’une infrastructure centralisée de production et de transport d’électricité profondément enracinée, dont certains éléments sont renforcés par une combinaison de décisions stratégiques explicites et de relations changeantes entre la province et les producteurs. Dans ce contexte, on s’inquiète de plus en plus de la possibilité que des actifs centralisés soient délaissés en raison d’une combinaison de facteurs, dont une faible croissance de la demande, entraînée par des changements économiques structurels et une efficacité accrue de l’utilisation finale, et les répercussions possibles d’une révolution des RED. Ces considérations pourraient donner lieu à des efforts visant à limiter, soit par la lenteur de la modification du régime actuel de réglementation et de politique, soit par des mesures plus explicites visant à limiter le développement des RED pour protéger les actifs centralisés des titulaires. À ce stade, on ne sait pas encore très bien quelle voie la province suivra. Le développement des RED restera-t-il limité aux « bacs à sable » expérimentaux en marge du système ou sera-t-il autorisé à jouer un rôle plus central dans le futur cadre énergétique de la province?

Le présent document utilise un cadre de transition socio-technique pour aider à comprendre et à analyser ces dynamiques et à évaluer leur orientation en Ontario.

Comprendre les transitions du système énergétique : théorie de la transition socio-technique

La théorie de la transition socio-technique examine « les mécanismes par lesquels les systèmes socio-économiques, biologiques et technologiques s’adaptent aux changements de leur environnement interne et externe⁹ » [traduction]. La transition socio-technique a évolué à partir de « l’innovation et la diffusion de la technologie, de l’économie de l’évolution et de la sociologie des grands systèmes techniques, pour fournir un cadre permettant de comprendre comment se déroulent les changements dans des systèmes vastes et complexes¹⁰ » [traduction]. Ce cadre a été largement utilisé pour comprendre la dynamique des changements technologiques et politiques dans le secteur de l’énergie¹¹. Dans le cadre de la théorie de la transition socio-technique, il existe un cadre appelé la perspective à niveaux multiples (PNM). Le cadre de la PNM est utilisé pour examiner le « processus, le développement et l’adoption de nouvelles technologies et leur impact sur les systèmes institutionnels, réglementaires et technologiques existants¹² » [traduction].

L’approche PNM se concentre sur les activités à trois niveaux dans l’avancement des transitions : le créneau, le régime et le paysage¹³. C’est au niveau du créneau que se situe l’innovation technologique et politique. Les créneaux prennent de nombreuses formes : les activités des jeunes entreprises du secteur privé, les services de recherche des services publics existants ou les laboratoires universitaires. Le niveau du régime est celui où opèrent les acteurs, les technologies et les règles établies, telles que les institutions, les réglementations et les politiques¹⁴. Le niveau du paysage est utilisé pour définir l’environnement exogène¹⁵. Parmi les exemples de facteurs à l’échelle du paysage, mentionnons la structure économique sous-jacente du territoire en question, les configurations physiques et technologiques existantes des systèmes énergétiques, les changements dans les marchés mondiaux, les innovations technologiques et les développements biophysiques externes comme les changements climatiques.

L’interaction entre les trois niveaux peut se résumer comme suit : les développements à l’intérieur du créneau, lorsqu’ils sont couplés à des changements de paysage, exercent une pression sur le régime. Si les pressions au niveau du paysage sont suffisamment importantes, elles perturbent le régime actuel, ce qui facilite les possibilités d’évolution au niveau des créneaux et d’adoption dans un régime reconfiguré¹⁶.

Dans ce cadre, il y a quatre voies potentielles que les transitions sont censées emprunter¹⁷. La première est la voie des substitutions technologiques, lorsqu’un régime existant est démantelé par l’introduction délibérée de nouveaux acteurs ou de nouvelles technologies. Des exemples de cette approche peuvent comprendre des initiatives comme les tarifs de rachat garantis (TRG), qui ont été utilisés pour encourager la mise en valeur des ressources énergétiques renouvelables en Allemagne, en Ontario et dans d’autres pays¹⁸. La deuxième voie potentielle est une transformation. Il y a transformation lorsqu’un régime intègre graduellement de nouveaux développements au niveau des créneaux sans perturber de façon importante sa structure actuelle¹⁹. La troisième voie s’appelle les reconfigurations. Les reconfigurations se produisent lorsque l’afflux de nouvelles technologies conduit à des ajustements structurels au sein du régime, en raison des pressions exercées par le paysage²⁰. Les désalignements et les réalignements sont la quatrième voie possible lorsque le régime est perturbé par des pressions externes exercées par des innovateurs au sein du créneau, qui émergent et forcent le régime à se reconfigurer²¹.

Le présent document décrit la situation actuelle au niveau du paysage, du régime et des créneaux, examine les réactions du régime à ces pressions et évalue les perspectives d’une transition importante du réseau d’électricité de l’Ontario vers les RED.

Les trois paliers du réseau électrique de l’Ontario

Le paysage énergétique

Contexte et configuration du système existant

Le réseau d’électricité actuel de l’Ontario est dominé par l’énergie nucléaire, trois installations (Pickering (6 tranches + 2 mises hors service), Bruce (8 tranches) et Darlington (4 tranches)) représentant plus de 61 % de la production annuelle (147,6 TWh en 2018) en termes énergétiques²². Les trois centrales appartiennent à la Ontario Power Generation (OPG), une société appartenant à la province qui a pris le contrôle des actifs de production de l’ancienne société d’électricité d’État Ontario Hydro lorsque cette dernière a été démantelée à la fin des années 1990. L’installation de Bruce est exploitée par un consortium privé nommé Bruce Power.

Environ 25 % de la production d’énergie provient de 66 actifs hydroélectriques existants d’une capacité totale de 7 475 MW²³. Ces installations appartiennent presque exclusivement à OPG et sont exploitées par elle. Bon nombre d’entre elles ont fait l’objet de modernisations et de mises à niveau au cours des quinze dernières années. L’élimination progressive de la production d’électricité à partir du charbon, stimulée par une combinaison de préoccupations concernant la qualité de l’air et les répercussions des émissions de gaz à effet de serre, a été achevée en 2014. À la fin des années 1990 et au début des années 2000, les cinq centrales au charbon appartenant à Ontario Hydro/OPG avaient fourni jusqu’à 25 % de la production d’électricité du réseau²⁴.

Dans le cadre de l’élimination progressive du charbon, un important parc de nouvelles centrales au gaz (environ 10 000 MW) a été confié en sous-traitance par la province. Ces installations ont été construites et sont exploitées par des tiers privés depuis le milieu des années 2000. Un examen de la puissance installée (environ 27 % du total de la province) par rapport à la production d’énergie annuelle des centrales au gaz (environ 6 % du total)²⁵ montre que l’utilisation de la capacité de production au gaz a été limitée aux fonctions de relève et de comblement des lacunes, ce qui signifie que ces centrales pourraient encore avoir une longue vie utile. Les plus anciennes de ces installations commencent à résilier leurs contrats initiaux avec l’Office de l’électricité de l’Ontario et son successeur, la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE)²⁶. Les contrats initiaux étaient structurés en fonction des paiements de capacité, de sorte que les coûts en capital de la construction des installations seront remboursés à la fin de ces contrats, peu importe le taux d’utilisation des installations.

Partant d’une puissance installée pratiquement nulle, environ 4 500 MW de nouvelles éoliennes et 450 MW de nouvelles capacités solaires ont été développés depuis 2005 par des tiers. Ces développements sont survenus grâce à la combinaison du programme de tarifs de rachat garantis (TRG) maintenant terminé en vertu de la Loi sur l’économie verte et l’énergie verte de 2009, et d’achats concurrentiels fondés sur des DP²⁷. Certains de ces marchés, parmi les plus anciens, approchent également de la fin de leur contrat initial.

Le parc nucléaire de la province est en fin de vie. Une centrale nucléaire (Pickering) doit être mise hors service d’ici 2024, tandis que les installations de Bruce et de Darlington doivent être remises à neuf²⁸. L’infrastructure de transport de la province, exploitée par Hydro One, un service public partiellement privatisé, demeure en grande partie configurée autour d’importantes installations de production centralisées et n’est pas bien configurée pour soutenir le déploiement des RED. Il en va de même pour les réseaux de distribution de la province, qui sont pour la plupart exploités par des sociétés de distribution locales (SDL) appartenant aux municipalités²⁹. Hydro One s’occupe également de la distribution à certains grands consommateurs industriels, ainsi qu’à des consommateurs des secteurs commerciaux, agricoles et résidentiels dans les régions rurales.

Comme le montre la Figure 1, la demande d’électricité dans la province a atteint un sommet au milieu des années 2000³⁰ et a diminué depuis, malgré la croissance continue de la population et de l’économie de la province. Cette situation a été attribuée en grande partie à la restructuration économique, qui s’est faite au détriment des activités de fabrication et d’extraction et de transformation de ressources à forte intensité énergétique au profit d’activités moins énergivores fondées sur les services, les connaissances et l’information³¹.

L’impact des programmes de conservation mis en place depuis 2003 a également été un facteur important³².

En partie à cause des surestimations constantes de la croissance future de la demande, l’Ontario affiche un excédent de capacité de production. En 2018, la province a exporté 18,6 TWh d’électricité, souvent à des prix bas, voire négatifs³⁴. Les prévisions de croissance de la demande dues à l’électrification des transports et du chauffage des bâtiments et de l’eau dans le cadre des mesures de transition à faible émission de carbone pour faire face aux changements climatiques ne se réalisent pas, en partie à cause du retrait du gouvernement Ford de la stratégie du gouvernement précédent sur les changements climatiques³⁵. La disponibilité d’options moins coûteuses pour le chauffage des locaux et de l’eau au gaz naturel par rapport à l’électrification a également été un facteur notable³⁶.

Le paysage général, avec une grande partie de l’approvisionnement fourni par les actifs de production hydroélectrique et nucléaire existants et à longue durée de vie, un parc important de centrales au gaz relativement nouvelles et une croissance stable de la demande, laisse peu de place aux nouveaux venus ou aux nouvelles technologies.

Aménagements à l’échelle du paysage

Au-delà de la stabilisation de la croissance de la demande à la suite de la restructuration économique et d’initiatives de conservation, il y a d’autres développements au niveau du paysage qui ont le potentiel de perturber le régime. Les répercussions régionales des changements climatiques sont reconnues dans la province, particulièrement en ce qui concerne la fréquence accrue des phénomènes météorologiques extrêmes, y compris les vagues de chaleur, les tempêtes de verglas et les fortes précipitations. Ces développements ont suscité de plus en plus de préoccupations quant à la résilience du réseau électrique face à des conditions météorologiques extrêmes. Ces préoccupations ont été renforcées par des événements météorologiques comme la panne d’électricité survenue dans l’est de l’Amérique du Nord en 2003, la tempête de verglas de Toronto en 2013³⁷ et les répercussions de l’ouragan Dorian au Canada atlantique en septembre 2019³⁸.

De plus, les préoccupations du public face à l’augmentation des factures d’électricité, reflétant en grande partie les coûts de reconstruction d’un système dans lequel de nombreux actifs de production, de transport et de distribution avaient fait l’objet de sous-investissements dans l’entretien et approchaient la fin de leur vie utile, sont devenues un enjeu politique majeur dans la province. Cette situation a entraîné de fortes pressions pour réduire les factures des consommateurs à court terme et peut inciter les consommateurs, grands et petits, à réduire leur dépendance à l’égard du système provincial à long terme³⁹.

Enfin, et c’est peut-être le facteur le plus important, l’émergence des RED mêmes représente un développement particulièrement notable à l’échelle du paysage énergétique. Les RED reflètent la convergence de trois grandes révolutions technologiques dans le secteur de l’électricité au cours de la dernière décennie. Il s’agit notamment de l’amélioration des performances techniques et économiques des sources d’énergie renouvelables, de l’émergence de technologies avancées de stockage de l’énergie et de l’application des technologies de l’information et des communications à la gestion et au contrôle des réseaux (également appelés réseaux intelligents)⁴⁰.

Cette convergence technologique offre la possibilité d’intégrer des moyens de production et de stockage distribués et contrôlés localement dans des approvisionnements fiables en électricité, le rôle de l’approvisionnement du réseau devenant résiduel, voire superflu. De tels développements pourraient entraîner d’importantes réductions de la demande du réseau qui pourraient potentiellement « mettre de côté » des actifs de production et de transport importants, centralisés et à longue durée de vie. Ces actifs pourraient être délaissés s’il n’y a pas suffisamment de demande pour les extrants et les services, ce qui générerait habituellement des revenus pour rembourser les investissements en capital pour la construction ou la remise à neuf ou les coûts de fonctionnement et d’entretien. De telles situations conduisent les opérateurs à augmenter leurs tarifs, ce qui incite le reste des consommateurs à s’éloigner davantage du réseau. Ce scénario est parfois appelé « spirale descendante⁴¹ ».

En Ontario, la nécessité de pouvoir répondre aux besoins saisonniers élevés de chauffage et de climatisation des locaux, entre autres, signifie que les scénarios d’autoproduction et de déconnexion semblent peu probables pour les consommateurs résidentiels et les petites et moyennes entreprises, sauf en milieu rural où les coûts de raccordement au réseau sont élevés⁴². De plus, le développement des RED peut offrir des possibilités aux gestionnaires de réseaux de distribution comme les distributeurs locaux de l’Ontario. Le déploiement des RED dépend de la capacité de coordonner et d’agréger les ressources d’un réseau pour assurer un approvisionnement stable et fiable. Les transactions nécessaires à la viabilité de ces systèmes devront s’effectuer sur les réseaux des gestionnaires de réseau de distribution (GRD). Les modèles économiques permettant aux GRD de récupérer la mise à niveau du système et les coûts d’exploitation et de maintenance nécessaires pour jouer ces rôles demeurent incertains, mais semblent faire surface⁴³. Les distributeurs locaux de l’Ontario manifestent déjà leur intérêt à jouer le rôle de facilitateurs de RED par l’entremise de leurs réseaux de distribution⁴⁴. Parallèlement, la tendance à réduire le rôle de la part des produits de base dans les factures d’électricité par rapport à la part des « frais fixes » pour le maintien d’une connexion au réseau peut supprimer les incitations au développement, à la conservation et à l’innovation des RED de manière plus générale⁴⁵. La portion décroissante de la facture liée à la consommation réduit les économies potentielles pour les consommateurs qui pourraient découler de la poursuite de ce type d’options.

À l’extérieur de l’Ontario, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) des États-Unis et certains États américains reconnaissent les regroupeurs de RED comme une catégorie distincte de participants au marché⁴⁶. En Ontario, des organisateurs/fournisseurs tiers des activités de RED derrière le compteur pour les grands consommateurs industriels et commerciaux voient le jour en réponse à la demande et aux possibilités d’écrêtement de l’ajustement global, nouveautés dont il est plus amplement question ci-dessous au niveau des activités spécialisées.

Le régime en place

Le secteur de l’électricité de l’Ontario n’a jamais fait l’objet d’un cadre de planification ou de réglementation à long terme clairement défini. Le régime actuel découle de l’adoption d’un système « hybride » contenant des éléments de marché et de planification, y compris la création d’un organisme provincial de planification du réseau (l’Office de l’électricité de l’Ontario [OEO], dont les fonctions sont maintenant exercées par la SIERE) à la suite d’une expérience ratée avec des marchés de gros concurrentiels et le maintien en poste au début des années 2000. Depuis l’effondrement du processus de planification intégrée (PPI) du réseau électrique dirigé par l’OEO à la fin de la dernière décennie, le système a évolué vers un paradigme de gestion politique de plus en plus explicite⁴⁷.

La transition vers un modèle de gestion politique a été officialisée sous le gouvernement Wynne par l’adoption du projet de loi 135 (2016)⁴⁸. Ce projet de loi a éliminé l’exigence de la loi adoptée en 2004⁴⁹ selon laquelle l’OEO/la SIERE doit élaborer des PPI et soumettre ces plans à l’examen officiel de la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO). Les décisions relatives à la planification globale du réseau sont plutôt prises au niveau politique, et les plans énergétiques à long terme qui en découlent ne sont pas assujettis à une surveillance ou à une approbation réglementaire significative. Les plans énergétiques sont ensuite mis en œuvre au moyen de directives du ministre de l’Énergie aux principaux acteurs institutionnels du système, en particulier la CEO et la SIERE⁵⁰.

La Commission de l’énergie de l’Ontario fonctionne en vertu de la Loi de 1998 sur la Commission de l’énergie de l’Ontario et de la Loi de 1998 sur l’électricité. La Commission est responsable, entre autres, de l’établissement des tarifs et de l’octroi des licences et de l’approbation de toutes les licences pour tout participant au marché dans la province, y compris la SIERE⁵¹. En pratique, cela signifie que la CEO a un certain contrôle sur ce qui est appliqué à la base tarifaire de l’électricité, et donc sur la viabilité économique des nouvelles technologies et des nouveaux modèles commerciaux, ainsi que sur l’entrée de nouveaux acteurs dans le système. Cette autorité est soumise à des niveaux très élevés de contrôle politique.

La Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) de l’Ontario, créée en vertu de la Loi de 1998 sur l’électricité, agit à titre d’exploitant du réseau et du marché de l’électricité de l’Ontario, qui gère le réseau électrique intégré et supervise le marché du gros en Ontario⁵². Les services offerts par la SIERE dans l’ensemble du secteur de l’électricité sont les suivants : gérer le réseau électrique en temps réel, planifier les besoins énergétiques futurs de l’Ontario, permettre la conservation et concevoir un marché de l’électricité plus efficace pour soutenir l’évolution du secteur⁵³. En plus d’exploiter le système au jour le jour, la SIERE joue un certain rôle dans la planification prospective, bien que cette fonction soit limitée par les processus décisionnels hautement politisés qui définissent le système.

Comme il a été mentionné précédemment, le système est dominé par les grands propriétaires et exploitants de centrales de production centralisées (p. ex., OPG (nucléaire et hydroélectrique), Bruce Power (nucléaire), ainsi que par les promoteurs de nouvelles centrales de production au gaz, avec quelques nouveaux venus dans les programmes de développement des énergies renouvelables avant 2014.

Il n’est donc pas surprenant que, dans ce contexte, les règles du régime actuel soient généralement orientées vers la production centralisée à grande échelle. Les règles existantes ne prévoyaient pas la possibilité d’un déploiement à grande échelle des RED, ni les nouvelles technologies sous-jacentes telles que le stockage avancé de l’énergie⁵⁴.

Les distributeurs locaux appartenant aux municipalités gèrent les réseaux de distribution dans la plupart des villes et villages, ce qui leur permet d’entretenir des relations directes avec les consommateurs des secteurs résidentiels, commerciaux et institutionnels. Les distributeurs locaux jouent un rôle important dans l’exécution des programmes de conservation à l’intention des clients des secteurs résidentiels et commerciaux depuis 2004. Le gouvernement provincial a mis fin à ces rôles en mars 2019⁵⁵. Les distributeurs locaux ont par la suite subi un haut degré de consolidation⁵⁶. L’une des conséquences de cette tendance a été l’émergence de certains distributeurs plus grands que leurs prédécesseurs, dont les capacités techniques et politiques et l’intérêt pour l’innovation sont nettement supérieurs. Entre autres choses, des documents de travail de l’Electricity Distributors’ Association, qui explorent le rôle potentiel des distributeurs locaux en tant que facilitateurs et développeurs de RED, en ont tenu compte. Il y a également eu un certain nombre de projets pilotes de RED de la part de distributeurs locaux individuels⁵⁷.

Développements au niveau du créneau

Dans le cadre de la perspective à niveaux multiples (PNM), l’innovation et le développement se situent au niveau du créneau. Ce créneau est considéré comme un espace où les nouvelles idées et les nouveaux produits sont protégés contre les pressions de sélection du marché⁵⁸. Les technologies et les pratiques créées au niveau des créneaux peuvent avoir le potentiel de pénétrer le régime en offrant des solutions de rechange nouvelles et bénéfiques aux approches actuelles.

L’Ontario possède une structure hybride de planification et de marché de l’électricité et un paysage institutionnel relativement complexe à la suite des restructurations successives du réseau électrique. Cette dynamique unique a, en grande partie involontairement, créé un environnement riche en créneaux pour l’innovation technologique, politique et économique⁵⁹.

Des créneaux potentiels pour le développement lié aux RED ont fait surface ici et là au sein du système. Il s’agit notamment des marchés des services auxiliaires et de la réponse à la demande, récemment créés, des activités des distributeurs locaux et, ce qui est peut-être le facteur le plus important, de la possibilité d’offrir des services d’écrêtement de l’ajustement global aux grands consommateurs industriels.

Des services auxiliaires sont utilisés dans la province pour garantir la fiabilité du réseau de la SIERE⁶⁰. La SIERE passe actuellement des contrats pour quatre services auxiliaires : les installations de démarrage à froid certifiées, le service de régulation, le service de soutien réactif et de contrôle de tension et le service de fiabilité obligatoire⁶¹. Les options de RED fournies par des tiers peuvent offrir des solutions de rechange aux technologies de services auxiliaires actuelles avec la promesse d’une performance et d’une résilience à faible teneur en carbone⁶². La réponse à la demande, en place depuis 2017, a fourni des occasions de regrouper les ressources de réponse à la demande, principalement des grands consommateurs industriels et commerciaux⁶³.

Au sein de la communauté des distributeurs locaux de l’Ontario, certains exploitants ont commencé à examiner à l’interne les obstacles pratiques à l’intégration des RED. Alectra Utilities, par exemple, a mis sur pied plusieurs projets pilotes consacrés aux technologies de réseaux intelligents et accueille actuellement un projet de démonstration de micro-réseaux. Alectra a également initié un projet appelé « Power House » qui vise à « évaluer l’intégration du stockage solaire dans les résidences⁶⁴ » [traduction].

Les tierces parties ont la souplesse voulue pour trouver des solutions aux obstacles aux RED auxquels les distributeurs locaux seraient autrement limités (politiques, règlements ou lois). En Ontario, les intervenants des créneaux qui travaillent au niveau de la distribution offrent des plateformes logicielles qui intègrent les RED (p. ex. Powerconsumer Inc.) et des plateformes d’énergie transactive (p. ex. Opus One).

La structure tarifaire de la province pour les grands consommateurs industriels (c.àd. la demande de pointe de plus de cinq MW) offre une autre occasion importante pour les activités de créneau. En plus du prix du marché de l’électricité (tarif horaire de l’énergie en Ontario (HOEP)), les consommateurs d’électricité de l’Ontario paient également, depuis 2005, des frais d’ajustement global⁶⁵. Ces frais servent à couvrir le coût des investissements en capital au système, dont les mises à niveau des centrales nucléaires, les paiements de capacité en vertu des contrats de production de gaz naturel et les contrats de tarifs de rachat garantis des producteurs d’énergie renouvelable. Jusqu’en mars 2019, les programmes de conservation étaient également financés au moyen de l’ajustement global, qui s’est imposé comme le principal contributeur à la part des produits de base dans les factures d’électricité des consommateurs⁶⁶.

En juin 2011, le gouvernement a mis en œuvre l’Initiative de conservation industrielle (ICI). Dans le cadre de ce programme, les grands consommateurs industriels peuvent éviter d’avoir à payer la partie de leurs factures qui se rapporte à l’ajustement global s’ils réduisent leur consommation d’électricité de vingt-cinq pour cent pendant les cinq heures de pointe de demande du réseau pour l’année⁶⁷. La structure tarifaire fournit l’occasion de « faire de l’écrêtement » en investissant dans la production ou le stockage derrière le compteur ou en passant des contrats pour réduire la demande du réseau tout en maintenant l’exploitation pendant les périodes de pointe de la demande du réseau⁶⁸. Un marché est également apparu pour les logiciels de modélisation et d’analyse prédictive conçus pour l’analyse de l’écrêtement de l’ajustement global⁶⁹. On ne connaît pas l’étendue exacte des services et des technologies connexes offerts dans la province, bien que l’on pense généralement qu’ils sont substantiels⁷⁰.

Réponses du régime de l’Ontario aux pressions liées au paysage énergétique et aux développements à l’échelle du créneau

L’orientation du régime actuel est dominée par les décisions de la province visant à réaliser des projets de remise à neuf de plusieurs milliards de dollars aux centrales nucléaires de Bruce et de Darlington entre 2016 et 2033, ainsi que par la prolongation de la durée de vie de la centrale Pickering, qui devait initialement fermer ses portes en 2018, jusqu’en 2024⁷¹.

La principale réponse prévue aux mises hors service de l’installation de Pickering et aux remises à neuf de Bruce et de Darlington est la création d’un marché de capacité supplémentaire⁷². L’impact de cette situation sur le développement des RED n’est pas clair, bien que l’expérience américaine donne à penser que le marché sera probablement dominé par les actifs existants liés au gaz naturel et laisse peu de place à l’innovation ou aux nouveaux venus⁷³.

Parallèlement, la SIERE et la CEO ont entrepris un certain nombre d’initiatives visant à examiner les obstacles au développement des RED en Ontario. Leurs activités semblent découler d’une sensibilité à la critique de longue date selon laquelle le régime actuel n’est pas favorable à l’innovation. Il est également reconnu que d’autres provinces et territoires d’Amérique du Nord ont dépassé l’Ontario pour ce qui est de l’élaboration et des politiques en matière de RED.

La SIERE

En juin 2019, l’Energy Transformation Network of Ontario a publié un rapport intitulé « Structural Options for Ontario’s Electricity System in a High DER Future⁷⁴ ». Le rapport vise à aborder « … les options pour la répartition des rôles et des responsabilités des RED en Ontario⁷⁵ » [traduction]. Le rapport examine également « … le potentiel de conflits d’intérêts et de synergies entre les rôles et les responsabilités nécessaires à l’intégration des RED dans le réseau électrique de l’Ontario et les entités existantes dans le secteur de l’électricité de l’Ontario⁷⁶ » [traduction]. L’un des principaux enjeux du rapport « … est la question de savoir qui devrait posséder, exploiter, acheter et vendre des services liés aux RED⁷⁷ » [traduction].

En particulier, le rapport soulevait la question du rôle des distributeurs locaux dans le développement des RED et de la manière dont un distributeur local peut fonctionner dans le sillon des RED, si tel est le cas. Le rôle des distributeurs locaux en tant que concepteurs de RED est devenu un sujet de controverse important. En tant que GRD, les distributeurs locaux sont considérés comme bénéficiant d’avantages concurrentiels potentiellement importants, voire de monopoles naturels, dans le domaine des RED.

En août 2019, la SIERE a annoncé son intention de mettre à l’essai le premier marché local de l’électricité (MLE) de la province. Selon la SIERE, les avantages seraient les suivants :

Le marché local de l’électricité permettra de rendre disponibles des ressources comme les panneaux solaires et le stockage de l’énergie afin que les consommateurs puissent réduire leur consommation d’électricité pendant les périodes de forte demande. L’exploitation des ressources locales existantes pourrait permettre d’éviter d’investir dans de nouvelles lignes et stations de transport, tandis que la concurrence fera baisser les coûts⁷⁸.

La SIERE est en train de tester le MLE en version bêta. En cas de réussite, le projet se prêterait bien à une mise en œuvre à plus grande échelle. En même temps, il soulève des questions sur les rôles relatifs de la SIERE et des distributeurs locaux dans la facilitation du développement des RED.

La CEO

En mars 2019, la CEO a amorcé un processus de consultation visant à « élaborer un cadre réglementaire complet qui facilite l’investissement et l’exploitation des RED en fonction de leur valeur pour les consommateurs et qui favorise leur intégration efficace…⁷⁹ » [traduction]. L’énoncé de mission de la CEO, récemment annoncé, constitue un pas important vers l’intention d’adopter pleinement les RED et l’innovation, en général.

Le but d’un « bac à sable de l’innovation » est de permettre à la CEO d’offrir un « moyen accessible[…] d’aider les innovateurs à mettre à l’essai de nouvelles idées, de nouveaux produits, services et modèles commerciaux dans les secteurs de l’électricité et du gaz naturel⁸⁰ » [traduction]. La CEO s’est engagée à faire rapport en permanence sur les résultats du « bac à sable ». Jusqu’à présent, elle a indiqué que la majorité des participants sont intéressés à connaître les obstacles réglementaires à leurs projets⁸¹. En ce qui concerne les obstacles réglementaires, le « bac à sable » a un pouvoir limité d’offrir des exemptions ou des solutions de rechange.

L’un des objectifs du « bac à sable de l’innovation » est d’aider la CEO à comprendre ce qui se passe dans le créneau, mais aussi d’envisager la possibilité de modifier la structure réglementaire actuelle⁸².

Le gouvernement provincial

La remise à neuf des centrales nucléaires de Bruce et de Darlington et la prolongation de la durée de vie de l’installation de Pickering étaient au cœur du plan énergétique à long terme de 2017 du gouvernement libéral précédent. Cependant, l’accent a également été mis sur la facilitation de l’innovation et des références spécifiques à la modernisation du réseau, au stockage de l’énergie, à l’intégration des VE et aux RED⁸³.

Le Plan environnemental élaboré en Ontario en décembre 2018 par le nouveau gouvernement progressiste-conservateur de l’Ontario fait aussi allusion de façon surprenante au stockage de l’énergie, aux réseaux intelligents et aux RED⁸⁴. Par ailleurs, le document portait principalement sur le démantèlement du système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de GES de l’ancien gouvernement⁸⁵. La province n’a pas encore donné suite aux éléments du plan liés aux RED.

Discussion et analyse : transformation ou reconfiguration?

Le cadre de la PNM suggère que le développement des RED au sein d’un créneau, combiné aux pressions du paysage énergétique de la province, pourrait faciliter une transition à l’intérieur du régime. Toutefois, la façon dont le processus se déroulera en Ontario demeure une question ouverte.

Les acteurs actuels du régime, à savoir la CEO, la SIERE, les distributeurs locaux et le ministère de l’Énergie, du Développement du Nord et des Mines, ont tous manifesté leur intérêt pour le développement des RED, le reconnaissant comme un point majeur d’innovation technologique dans ce secteur. Une activité importante au niveau des créneaux se produit dans la province autour des RED et de leurs technologies sous-jacentes par l’entremise de divers moyens. Il s’agit notamment des distributeurs locaux, d’entrepreneurs tiers engagés dans des activités d’écrêtement de l’ajustement global, de réponse à la demande et d’activités auxiliaires sur le marché, ainsi que d’initiatives parrainées par la SIERE. Dans le même temps, le régime reste principalement orienté vers la remise à neuf des actifs nucléaires. Cette situation, ainsi que le rôle dominant que les centrales au gaz naturel existantes sont susceptibles de jouer sur le marché de capacité supplémentaire proposé et la stagnation de la croissance de la demande, semble laisser peu de place à un développement à plus grande échelle des RED.

Bien que le régime cherche à permettre les RED à la limite, on ne poursuit pas une stratégie délibérée de substitution technologique. On semble plutôt vouloir opter pour ce que Geels et al. appellent une transformation. Une telle approche prévoit l’intégration des nouvelles technologies de RED au système existant, là où elles offrent des avantages évidents, tout en maintenant les rôles et la viabilité des principaux acteurs, comme OPG, Hydro One, les distributeurs locaux de gaz et les promoteurs/exploitants. Les engagements pris en vertu du régime en matière de remise à neuf des centrales nucléaires et l’existence d’un parc de production important et sous-utilisé de gaz naturel renforcent sa sensibilité aux risques de délaissement d’actifs si le déploiement des RED est par trop réussi.

La variable inconnue au niveau du paysage énergétique dans cette équation est de savoir si le développement des RED deviendra une force en soi, ce qui se produira quoi que fasse le régime — il s’agira d’une reconfiguration ou d’un réalignement, selon Geels et al., comme on l’a vu dans des secteurs comme la musique (MP3), le logement (Air BnB), et les services de taxi (Uber).

Des projets pilotes comme la centrale électrique d’Alectra suggèrent que les technologies habilitantes pour le déploiement à grande échelle des RED sont disponibles sous la forme de technologies de production d’énergie renouvelable à faible coût et à petite échelle, de stockage avancé et évolutif, et des technologies de contrôle et d’intégration nécessaires.

Le principal facteur technologique limitatif est la nécessité d’améliorer les systèmes au niveau de la distribution et leurs systèmes de gestion et de contrôle pour permettre le développement des RED. Derrière ce facteur se cache le besoin de modèles d’affaires qui génèrent suffisamment de revenus pour justifier les investissements nécessaires dans l’infrastructure de distribution. Dans une certaine mesure, de tels modèles semblent émerger pour les développeurs tiers des grands secteurs industriels et commerciaux dans les domaines de l’agrégation de la RD, et derrière les services d’écrêtement de l’ajustement global derrière le compteur.

La situation du marché résidentiel et des petits commerces est plus complexe. La base d’un grand nombre de petits consommateurs exige des niveaux d’agrégation plus élevés que ceux d’un seul ou d’un petit nombre de grands consommateurs pour fournir des services et des ressources utiles. Les distributeurs locaux de l’Ontario ont manifesté leur intérêt à jouer ces rôles, bien que les modèles de réglementation et d’affaires qui leur permettraient de le faire n’aient pas encore été définis⁸⁶. En outre, la question de savoir dans quelle mesure les distributeurs locaux devraient se limiter à fournir une infrastructure de base plutôt que de jouer un rôle actif dans l’élaboration et la gestion des RED, éventuellement en concurrence avec des fournisseurs tiers, suscite des débats.

Les attitudes des consommateurs résidentiels et des petites entreprises à l’égard des RED n’en sont encore qu’à l’étape de la formation, bien que l’on puisse s’attendre à ce que les coûts, la fiabilité et les avantages en matière de résilience soient des considérations importantes⁸⁷. Pour les fournisseurs tiers potentiels, qui feront partie des catégories des nouveaux venus et des entreprises en démarrage, il y a une autre question à savoir si les consommateurs résidentiels et les petits consommateurs commerciaux les accepteront comme fournisseurs de RED étant donné les piètres antécédents des détaillants en électricité en Ontario⁸⁸. De plus, les préoccupations du public à l’égard de la sécurité des données et de la protection de la vie privée sont de plus en plus répandues⁸⁹. Les distributeurs locaux peuvent devenir des développeurs de RED par défaut au niveau résidentiel/commercial étant donné leurs liens de confiance relativement étroits avec les bases de clients, leur réputation de stabilité à long terme, leur capacité institutionnelle à identifier, à financer et à exploiter l’infrastructure requise et le fait qu’ils fonctionnent sous un régime législatif clair en matière de protection des renseignements personnels et d’accès aux données par l’entremise de la Municipal Freedom of Information and Protection of Privacy Act⁹⁰. Les agrégateurs de RED tiers peuvent considérer les partenariats avec les distributeurs locaux comme la meilleure option dans ce contexte.

Conclusions

Il y a trois résultats possibles pour les RED. Le premier est que le régime tentera de limiter le développement des RED en ne permettant pas les mises à niveau de l’infrastructure nécessaires pour soutenir le déploiement des RED au-delà des étapes pilotes ou de « bac à sable ». Cette option permettrait à la province de compter principalement sur les actifs nucléaires, gaziers et hydroélectriques existants, tout en maintenant le statu quo. La deuxième possibilité est que les RED deviennent si désirables et accessibles aux consommateurs qu’ils deviennent une force imparable — un réalignement ou une reconfiguration en termes de transition socio-technique. La troisième possibilité est une transformation dans le sens de ce qui semble être envisagé par le régime actuel, bien que les voies commerciales et réglementaires pour les RED au-delà du créneau demeurent incertaines.

De façon plus générale, il subsiste en Ontario un problème sous-jacent lié à l’absence d’un cadre pour ce genre de discussions sur la structure future du réseau électrique de la province. La SIERE, la CEO, l’EDA et d’autres intervenants ont lancé une série de processus ponctuels sur l’élaboration des RED. Toutefois, en l’absence d’un cadre global de planification à long terme, il n’existe pas de processus public régulier pour l’examen des répercussions et des possibilités offertes par les nouveaux développements technologiques et d’autres défis au niveau du paysage énergétique pour le système. Sans de telles structures, ces défis continueront d’être relevés au cas par cas, au détriment à long terme du système en tant que site d’innovation et en termes de durabilité économique et environnementale.

* Mark Winfield, Ph. D., est vice-président de la Sustainable Energy Initiative et professeur à la faculté des études environnementales à la York University.

** Amanda Gelfant, LL. B. avec maîtrise en études environnementales, est associée à la recherche de la Sustainable Energy Initiative et conseillère indépendante sur les technologies propres.

1. Gouvernement de l’Ontario, ministère de l’Environnement et de l’Énergie, Plan énergétique à long terme de l’Ontario: Garantir l’équité et le choix, (Imprimeur de la Reine pour l’Ontario, 2017) à la p 68.
2. National Association of Regulatory Utility Commissioners, Distributed Energy Resources Rate Design and Compensation (2016) à la p 45.
3. G. Pepermans, J. Driesen, D. Haeseldonckx, R. Belmans et W. D’haeseleer, « Distributed Generation: Definition, Benefits and Issues », Energy Policy, vol. 33, numéro 6 (2005) aux pp 787-798; département de l’Énergie des États-Unis (DOE), The Potential Benefits of Distributed Generation and the Rate-Related Issues That May Impede Its Expansion, DOE 2007; J. Marsden. « Distributed Generation Systems: A New Paradigm for Sustainable Energy », IEEE Green Technologies Conference (IEEE-Green), Baton Rouge, LA, 2011.
4. Ibid.
5. Mudathir Funsho Akorede, Hashim Hizam et Edris Pouresmaeil. « Distributed Energy Resources and Benefits to the Environment », Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 14, numéro 2 (2010), pp 724 et 725.
6. Brian Rivard. « Don’t leave me stranded: What to do with Ontario’s Global Adjustment », Ivey School of Business, Energy Policy and Management Centre, (juillet 2019); voir aussi Bruce Cameron, Richard Carlson et James Coons, « Canada’s Energy Transition: Evolution or Revolution? », (Toronto et Ottawa: fondation Pollution Probe et QUEST, 2019), en ligne : <https://www.pollutionprobe.org/wp-content/uploads/QUEST_Pollution-Probe-Policy-Innovation-Report.pdf>.
7. J. Brooks. « Should Limits Be Placed on DERs? », Ontario News: Association of Independent Power Producers of Ontario (2019), en ligne : <https://magazine.appro.org/news/ontario-news/5964-1566177328-should-limits-be-placed-on-ders.html>; Paul B. Sommerville, « Distributed Energy Resources: The Role of Regional Planning, New Benefit-Cost Methodologies and the Competitive Landscape », Toronto Mowat Centre, 2019, en ligne : <https://munkschool.utoronto.ca/mowatcentre/wp-content/uploads/publications/190_OTG_distributed_energy_resources.pdf>.
8. « Structural Options for Ontario’s Electricity System in a High DER Future », Energy Transformation Network of Ontario (ETNO) (Toronto : IESO, juin 2019), pp. 8-21; voir « Canada’s Energy Transition », supra note 6.
9. Mary Lawhon et James Murphy. « Socio-Technical Regimes and Sustainability Transitions: Insights from Political Ecology », Progress in Human Geography, vol. 36, numéro 3, aux pp 354-378, initialement de Ron A. Boschma et Jan G. Lambooy, « Evolutionary Economics and Economic Geography », Journal of Evolutionary Economics, vol. 9 (1999), aux pp 411-429.
10. Stephen McCauley et Jennie C. Stephens. « Green Energy Clusters and Socio-Technical Transitions: Analysis of Sustainable Energy Cluster for Regional Economic Development in Central Massachusetts USA », Sustainability Science, vol. 7, numéro 2 (juillet 2012), pp 213 et 214.
11. Voir à titre d’exemple Frank W. Geels, Florian Kern, Gerhard Fuchs, Nele Hinderer, Gregor Kungl, Josephine Mylan, Mario Neukirch et Sandra Wassermann. « The Enactment of Socio-Technical Transition Pathways: A Reformulated Typology and a Comparative Multi-Level Analysis of the German and UK Low-Carbon Electricity Transitions (1990-2014) », Research Policy, volume 45, numéro 4 (2016), aux pp 896-913; Daniel Rosenbloom et James Meadowcroft. « The Journey Towards Decarbonization: Exploring Socio-Technical Transitions in the Electricity Sector in the Province of Ontario (1885–2013) and Potential Low-Carbon Pathways », Energy Policy, vol. 65 (2014), aux pp 670-679.
12. Mark Winfield, Shahab Shokrzadehand et Adam Jones. « Energy Policy Regime Change and Advanced Energy Storage: A Comparative Analysis », Energy Policy, volume 115 (2018), pp 572 et 573.
13. Frank W. Geels. « The Multi-Level Perspective on Sustainability Transitions: Response to Seven Criticisms », Environmental Innovation and Societal Transitions, vol. 1, numéro 1 (2011), aux pp 24-26.
14. Frank W. Geels et Johan Schot. « Typology of Sociotechnical Transition Pathways », Research Policy, vol. 36, numéro 3 (2007), aux pp 399-417.
15. Ibid.
16. Supra note 13 aux pp 27-28.
17. Supra note 11, Geels et al.
18. Ibid; Toby D. Couture, Karlynn Cory, Claire Kreycik et Emily Williams. « Policymaker’s Guide to Feed-in Tariff Policy Design », National Renewable Energy Laboratory, département de l’Énergie des États-Unis (DOE), 2010.
19. Supra note 11, Geels et al.
20. Ibid.
21. Ibid.
22. « Media. Year-End Data, Supply », Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), en ligne : <http://www.ieso.ca/Corporate-IESO/Media/Year-End-Data>.
23. « Hydroelectric Power », Ontario Power Generation, en ligne : <https://www.opg.com/powering-ontario/our-generation/hydro>.
24. Gouvernement de l’Ontario, « La fin du charbon », Environnement et Énergie, en ligne :<https://www.ontario.ca/fr/page/la-fin-du-charbon>.
25. « Supply Overview: Transmission Connected Generation », Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Power-Data/Supply-Overview/Transmission-Connected-Generation> (30 octobre 2019).
26. « Technical Planning Conference Presentation », Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), 13 septembre 2018, diapositives 39 et 42, en ligne : <http://ieso.ca/Sector-Participants/Planning-and-Forecasting/Technical-Planning-Conference>.
27. Rosenbloom et Meadowcroft, supra note 11.
28. Gouvernement de l’Ontario, ministère de l’Environnement et de l’Énergie, Plan énergétique à long terme de l’Ontario: Garantir l’équité et le choix, (Imprimeur de la Reine pour l’Ontario, 2017), p. 45.
29. ETNO, supra note 8.
30. « Demand Overview Historical Demand », Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Power-Data/Demand-Overview/Historical-Demand>.
31. Ministère des Finances de l’Ontario. « Rapport sur les perspectives économiques à long terme de l’Ontario » (Toronto : Imprimeur de la Reine pour l’Ontario, 2014), en ligne : <https://www.fin.gov.on.ca/en/economy/ltr/2014/ltr2014.pdf>. Voir également « Electricity Planning and Sustainability Assessment: The Ontario Experience » de Mark S. Winfield pour R.B. Gibson, éd. Sustainability Assessment: Applications. (London : Earthscan 2016).
32. Commissaire à l’environnement de l’Ontario. « Rapport sur les progrès liés à l’économie d’énergie 2019 » (Toronto: CEO, 2019); Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), « Technical Planning Conference Presentation », 13 septembre 2018, diapositive 23.
33. Données tirées de la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), « Power Data: Historical Demand », en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Power-Data/Demand-Overview/Historical-Demand>.
34. « Imports and Exports Supply Overview », Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Power-Data/Supply-Overview/Imports-and-Exports>.
35. Commissaire à l’environnement de l’Ontario. « Climate Action in Ontario: What’s Next? », 2018 Greenhouse Gas Progress Report. (Toronto : ECO 2018).
36. Commission de l’énergie de l’Ontario. « Historical Natural Gas Rates », en ligne : <https://www.oeb.ca/rates-and-your-bill/natural-gas-rates/historical-natural-gas-rates>.
37. US Environmental Protection Agency, « Climate Change Impacts: Climate Impacts on Energy », en ligne : <https://19january2017snapshot.epa.gov/climate-impacts/climate-impacts-energy.html> (consulté le 30 octobre 2019). Voir également ECO, Facing Climate Change: 2016 Greenhouse Gas Progress Report (Toronto : ECO, 2016).
38. CBC, « Tens of thousands in Atlantic Canada still in the dark after Hurricane Dorian », 9 septembre 2019, en ligne : <https://www.cbc.ca/news/canada/nova-scotia/tens-of-thousands-still-in-the-dark-after-hurricane-dorian-1.5275706>.
39. Mark Winfield, « Ontario’s hydro: some unwelcome truths », Policy Options, 2018, en ligne : <https://policyoptions.irpp.org/magazines/may-2018/ontarios-hydro-unwelcome-truths>.
40. Supra note 12.
41. Stephen Lacey, « This is what the Utility Death Spiral Looks Like », Greentech Media, mars 2014, en ligne : <https://www.greentechmedia.com/articles/read/this-is-what-the-utility-death-spiral-looks-like>.
42. Voir, à titre d’exemple, Nicole Mortillaro, « Why living ‘off the grid’ isn’t possible for most Canadians », Global News, 16 juillet 2016, en ligne : <https://globalnews.ca/news/2819121/why-living-off-the-grid-isnt-possible-for-most-canadians>.
43. Natanel Lev, « Towards Decentralized Power Systems: Market & Regulatory Frameworks for Ontario », document de recherche et de soutenance de thèse MES/JD, faculté des études environnementales de la York University, mai 2019, en ligne : <https://sei.info.yorku.ca/files/2019/05/Lev_MRP_Final.pdf>. Voir également Ignacio Perez-Arriaga et Christopher Knittel, « Utility of the Future: An MIT Energy Initiative Response to an Industry in Transition » (Cambridge, MA : MIT, 2016), en ligne : <https://energy.mit.edu/wp-content/uploads/2016/12/Utility-of-the-Future-Full-Report.pdf>.
44. Navigant, « The Power to Connect ».
45. Commission de l’énergie de l’Ontario, « Board Policy: A New Distribution Rate Design for Residential Electricity Customers », avril 2015, en ligne : <https://www.oeb.ca/oeb/_Documents/EB-2012-0410/OEB_Distribution_Rate_Design_Policy_20150402.pdf>. Au sujet des répercussions de cette situation, voir Julia Zeeman, « Emerging Business Models for Local Distribution Companies in Ontario », (Toronto : faculté des études environnementales, 2016), en ligne : <https://sei.info.yorku.ca/files/2016/09/MRP_-JZEEMAN_2016_Final-.pdf>.
46. Federal Energy Regulatory Commission (FERC), « Electric Storage Participation in Markets Operated by RTOs and ISOs », Washington DC, 2016.
47. R. MacWhirter et Mark S. Winfield. « Competing paradigms, policy windows and the Search for Sustainability in Ontario Electricity Policy », G. Albo et R.MacDermid éd., Divided Province: Ontario Politics in the Age of Neoliberalism, Kingston/Montreal: Presses des Universités McGill-Queen’s , 2019. Voir également G. Veigh, Energy Policy – Transition Briefing, « Establishing greater evidence-based analysis of Ontario’s energy procurement » (Toronto : On360, 2018), en ligne : <https://on360.ca/30-30/ontario-360-reforming-ontarios-energy-policy-transition-briefing>.
48. The Energy Statute Law Amendment Act, 2016, S.O. 2016, chap. 10.
49. The Electricity Restructuring Act, 2004, S.O., chap. 23.
50. MacWhirter et Winfield, supra note 47. Voir aussi G. Veigh, supra note 47.
51. Ron Clark, Scott Stoll, Fred D. Cass, « Ontario Energy Law: Electricity », LexisNexis Canada Inc., décembre 2012, à la p 312 .
52. Ibid à la p 309.
53. Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE). « Connecting Today, and Powering Tomorrow », en ligne : <http://www.ieso.ca>.
54. Supra note 12.
55. Ministère de l’Énergie, du Développement du Nord et des Mines, « Directive ministérielle – interruption du Cadre stratégique de priorité à la conservation de l’énergie », 29 mars 2019, en ligne :<http://www.ieso.ca/en/Corporate-IESO/Ministerial-Directives>.
56. Mowat Energy, « Background Report on the Ontario Energy Sector » (Toronto : Mowat Centre, 2016), chap. 3, en ligne : <https://munkschool.utoronto.ca/mowatcentre/wp-content/uploads/publications/134_EET_background_report_on_the_ontario_energy-sector.pdf>.
57. Voir, à titre d’exemple, Alectra Utilities, Power House, en ligne : <https://www.powerstream.ca/innovation/power-house.html>.
58. Frank W. Geels, « Socio-technical Transitions to Sustainability: The Multi-level perspective and policy implications », Manchester Institute of Innovation Research, Manchester University, août 2013, à la p 15.
59. Mark Winfield et Scott Weiler, « Institutional Diversity, Policy Niches, and Smart Grids: A Review of the Evolution of Smart Grid Policy and Practice in Ontario, Canada », Renewable and Sustainable Energy Reviews, 82(P2) (2018), 1931-1938.
60. Hamidreza Zareipour, Claudio A. Canizares et Kankar Bhattacharya, « The Operation of Ontario’s Competitive Electricity Market: Overview, Experiences, and Lessons », IEEE Transactions on Power Systems, 22:4, novembre 2007, à la p 6.
61. SIERE, « Marchés et programmes connexes, Marché des services auxiliaires », en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Sector-Participants/Market-Operations/Markets-and-Related-Programs/Ancillary-Services-Market>.
62. Agence internationale de l’énergie renouvelable, « Innovative Ancillary Services: Innovation Landscape Brief », 2019, en ligne: <https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2019/Feb/IRENA_Innovative_ancillary_ services_2019.pdf?la=en&hash=F3D83E86922DEED7AA3DE3091F3E49460C9EC1A0>, à la p 12.
63. SIERE, « Markets and Related Programs: Demand Response Auction », en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Sector-Participants/Market-Operations/Markets-and-Related-Programs/Demand-Response-Auction>.
64. Innovation at Alectra Utilities, Power House, en ligne : <https://www.powerstream.ca/innovation/power-house.html>.
65. Brian Rivard, « Don’t leave me stranded: What to do with Ontario’s Global Adjustment », Ivey School of Business, Energy Policy and Management Centre Policy Brief, juillet 2019, à la p 2.
66. SIERE, « Price Overview: Global Adjustment », en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Power-Data/Price-Overview/Global-Adjustment>.
67. Supra note 65 à la p 4.
68. Ibid.
69. Par exemple, voir Powerconsumer Inc., en ligne : <https://www.powerconsumer.com>.
70. Jason Deign, « Batteries Benefit From Ontario’s Bizarre Energy Market », Greentechmedia, 3 juin 2019, en ligne : <https://www.greentechmedia.com/articles/read/batteries-benefit-from-ontarios-bizarre-energy-market>.
71. SIERE, « Ontario Moving Forward with Nuclear Refurbishment at Darlington and Pursuing Continued Operations at Pickering to 2024 », 1 janvier 2016, en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Corporate-IESO/Media/News-Releases/2016/01/Ont-Moving-Forward-with-Nuclear-Refurb-at-Darl-and-Pursuing-Continued-Ops-at-Pickering-to-2024>.
72. SIERE, « Incremental Capacity Auction High-Level Design », (Toronto : SIERE, 2019), en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Market-Renewal/High-Level-Designs/Incremental-Capacity-Auction-High-Level-Design>.
73. Adlar Gross, « Distributed Energy Resources (DER) and Energy Storge Capacity Markets: Experience from the US and Implications for Ontario’s Incremental Capacity Auction » (2019), document de travail de la York University, en ligne : <https://sei.info.yorku.ca/files/2019/06/Capacity-Market-Working-Paper-June-2019.pdf>.
74. Supra note 8 à la p 1.
75. Ibid.
76. Ibid.
77. SIERE, « Exploring Models for the Effective Integration of DERs », juin 2019, en ligne : <http://ieso.ca/en/Powering-Tomorrow/Technology/Exploring-models-for-the-effective-integration-of-DERs>.
78. SIERE, « Demonstration Project to Test Ontario’s First Electricity Market », 29 août 2019, en ligne : <http://www.ieso.ca/en/Corporate-IESO/Media/News-Releases/2019/08/IESO-Demonstration-Project-to-Test-Ontarios-First-Local-Electricity-Market>.
79. Commission de l’énergie de l’Ontario, « Responding to Distributed Energy Resources (DERs) », (Toronto : CEO, mars 2019), en ligne : <https://www.oeb.ca/industry/policy-initiatives-and-consultations/responding-distributed-energy-resources-ders>.
80. Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO), « OEB Innovation Sandbox: What is the Innovation Sandbox? », en ligne : <https://www.oeb.ca/_html/sandbox/index.php#>.
81. Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO), « OEB Innovation Sandbox: Reporting », en ligne :<https://www.oeb.ca/_html/sandbox/reporting.php>.
82. Commission de l’énergie de l’Ontario, « OEB Innovation Sandbox FAQ », en ligne :<https://www.oeb.ca/_html/sandbox/faq.php>.
83. Gouvernement de l’Ontario, « Plan énergétique à long terme de l’Ontario: Garantir l’équité et le choix (2017) », chapitre 3, en ligne : <https://www.ontario.ca/document/2017-long-term-energy-plan/chapter-3-innovating-meet-future>.
84. Ministère de l’Environnement, de la Protection de la nature et des Parcs, « Préserver et protéger notre environnement pour les générations futures », (Ontario. Imprimeur de la Reine, 2018), en ligne : <https://www.ontario.ca/page/made-in-ontario-environment-plan>.
85. Mark Winfield, « The Ontario Climate Change Plan: An Assessment », en ligne : <http://marksw.blog.yorku.ca/2018/12/03/the-ontario-climate-change-plan-an-assessment>.
86. Navigant Research, « The Power to Connect ».
87. Les recherches canadiennes sur le degré d’acceptation des RED sont limitées. Pour ce qui est du stockage de l’énergie, voir J. Gaede, C. R. Jones, S. Ganowski et I. H. Rowlands, « Understanding lay-public perceptions of energy storage technologies: Preliminary results of a questionnaire conducted in Canada », Energy Reports, 2019 (sous presse), en ligne : <https://uwaterloo.ca/social-acceptance-of-energy-storage-systems/publications/understanding-lay-public-perceptions-energy-storage-0>. Pour en savoir davantage sur le degré d’acceptation des RED en général, voir Marteen Wolsink, « The Research Agenda on Social Acceptance of Distributed Generation in Smart Grids: Renewable as Common Pool Resources », Renewable and Sustainable Energy Reviews, 16:1 (janvier 2012), à la p 822 ; M. Soland, S. Loosli, J. Koch, et al. « Acceptance among residential electricity consumers regarding scenarios of a transformed energy system in Switzerland — a focus group study », Energy Efficiency, (2018) 11 : 1673, en ligne : <https://doi.org/10.1007/s12053-017-9548-x>.
88. Donald N. Dewees, « Ontario’s Retail Energy Sector: Market Evolution, Market Data and Consumer Protection », présentation à la CEO, 8 décembre 2014, en ligne : <https://www.oeb.ca/oeb/_Documents/EB-2014-0158/ECPA_Review_Presentation_Dewees.pdf>.
89. Re: the Sidewalk Labs initiative in Toronto, Laura Bliss, « How Smart Should a City Be? Toronto Is Finding Out » Citylab, 7 septembre 2019, en ligne : <https://www.citylab.com/design/2018/09/how-smart-should-a-city-be-toronto-is-finding-out/569116>. Voir également le Commissaire à l’information et à la protection de la vie privée en Ontario, « Building Privacy into Ontario’s Smart Meter Data Management System: A Control Framework » (Toronto : CIPVP 2012).
90. Loi sur l’accès à l’information municipale et la protection de la vie privée, LRO, 1990, ch. M.56.