INTRODUCTION DES RÉDACTEURS

Le stockage de l’énergie est considéré par certains comme le « Saint Graal » de la technologie de l’énergie¹. Les réseaux énergétiques sont construits pour gérer les charges de pointe; si les pointes et l’investissement en capital connexe peuvent être réduits, il en résulte d’énormes économies de coûts. Certaines offres de services comme la recharge des véhicules électriques (VE) sont impossibles sans cette disposition. La publication trimestrielle sur la réglementation de l’énergie a demandé à deux des plus grands spécialistes de la réglementation du stockage de l’énergie en Amérique du Nord de donner un aperçu de la situation actuelle.

LE STOCKAGE DE L’ÉLECTRICITÉ AUX ÉTATS-UNIS : Y SOMMES-NOUS ARRIVÉS?²

En octobre 2015, les employés de l’usine de gaz naturel d’Aliso Canyon à Los Angeles, en Californie, ont découvert une fuite de méthane qui a entraîné la fermeture de l’usine. L’état d’urgence a par la suite été décrété par le gouverneur Jerry Brown. En plus des préoccupations environnementales et sanitaires connexes, les organismes de réglementation s’inquiétaient de l’impact de la fuite sur la disponibilité de l’électricité dans la région et des pannes d’électricité d’une semaine semblaient inévitables. La solution à ce problème a été que l’entreprise de services publics Southern California Edison accélère les projets de stockage d’énergie en ligne en cas d’urgence. En l’espace de neuf mois, 60 MW d’installations de stockage en batterie ont été installées, construites et exploitées, fournissant de l’énergie à la consommation de pointe à un moment préoccupant et instable. Depuis, l’évolution de la technologie des batteries, les politiques exécutives et législatives des États et la récente ordonnance 841³ de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) ont continué d’attirer l’attention du pays sur le stockage de l’énergie, soulignant son rôle de pilier de la politique énergétique aux États-Unis.

Selon le rapport de l’Energy Information Administration (EIA) de mai 2018 intitulé « U.S. Battery Storage Market Trends » (EIA Report)⁴, à la fin de 2017, 708 MW de puissance représentant 867 MWh de capacité énergétique de stockage à grande échelle (supérieure à 1 MW) étaient opérationnels aux États-Unis, les deux tiers ayant été installés au cours des trois dernières années⁵. Environ 90 % du stockage en batterie à grande échelle est installé dans des régions couvertes par des organismes de transport régionaux (OTR) et des gestionnaires de réseau indépendants (GRI). En fait, près de 40 % de la capacité actuelle de stockage à grande échelle des batteries (et 31 % de la capacité énergétique) se trouve dans la région de l’interconnexion Pennsylvanie-New Jersey-Maryland (PJM), tandis que 18 % de la capacité actuelle de stockage à grande échelle (et 44 % de la capacité énergétique) se situe dans la région du California Independent System Operator (CAISO). Selon le rapport de l’EIA, en décembre 2017, 239 MW de stockage à batteries à grande échelle devraient entrer en service aux États-Unis entre 2018 et 2021, la Californie comptant pour 77 % de ce nombre.

Avancées dans la technologie du stockage

Au cours des 20 dernières années, l’industrie de l’énergie a mis à l’essai de nombreux différents types de technologies de stockage de l’énergie, mais pour la première fois, un précurseur a fait ses preuves sur le marché : les batteries lithium-ion. Bien que des batteries au nickel, au sodium, des accumulateurs au plomb et des accumulateurs électriques aient été déployés aux États-Unis, les batteries lithium-ion représentaient plus de 80 % de la capacité de stockage des accumulateurs à grande échelle (de plus de 1 MW) aux États-Unis d’ici la fin de 2016. Généralement, les batteries lithium-ion sont conçues pour réaliser 365 cycles par an, avec une capacité de quatre heures par cycle et ont une durée de vie de 20 à 30 ans. Comme on l’a vu dans le déploiement des installations de stockage de batteries en Californie, avec une batterie de quatre heures, une installation de stockage d’énergie standard au lithium-ion de 20 MW peut fournir 80 MWh de capacité pour répondre à la demande de pointe. L’un des aspects les plus attrayants de ces batteries est que le coût de la technologie lithium-ion a rapidement diminué; entre 2010 et 2016, le prix des batteries lithium-ion a chuté de 73 %, une baisse principalement due à la demande chinoise de véhicules électriques. Le coût total d’installation du stockage des batteries lithium-ion (y compris les onduleurs et le reste de l’installation) était d’environ 1 300 à 1 500 $ par kilowatt en 2017 et Bloomberg New Energy Finance prévoit que ces coûts d’installation continueront à baisser de 6 % par an au cours des 10 prochaines années.

Avantages concurrentiels

La proposition la plus séduisante en ce qui concerne le stockage de l’énergie est que le stockage peut servir à de multiples fins. En règle générale, les actifs énergétiques servent à une seule fin dans le système énergétique mais le stockage de l’énergie peut servir de production lorsqu’ils sont raccordés au réseau et de transport lorsqu’ils transmettent de l’électricité. Cela s’ajoute à l’allégement des contraintes de charge, au besoin. Dans l’ensemble, le stockage de l’énergie a des capacités d’équilibrage du réseau et peut réguler la fréquence, fournir un soutien en matière de tension et offrir des services de départ à zéro. Comme le montre la fuite d’Aliso Canyon, le stockage d’énergie peut être déployé rapidement, ce qui en fait une solution idéale en cas de pénurie de ressources naturelles, de conditions météorologiques ou de pannes liées à un incident, de catastrophe naturelle ou de croissance nécessaire de la production décentralisée.

Dans le contexte des énergies renouvelables, le stockage de l’énergie présente également d’autres avantages par rapport aux technologies solaire et éolienne. Alors que l’énergie solaire et éolienne est souvent soumise à des fluctuations de production et à des montées et des descentes rapides, le stockage de l’énergie est stable aux fins du réseau, car il présente souvent des cycles de charge et de décharge courts et répond mieux aux fluctuations de production. De plus, le stockage de l’énergie peut réduire le stress sur le réseau électrique en s’attaquant à la problématique dite de la « courbe du dos de canard », en augmentant la demande en dehors des heures de pointe et en augmentant l’offre pendant les périodes de pointe. Par exemple, deux services publics de Californie et d’Arizona procèdent actuellement à la mise en place de systèmes de stockage en batterie offrant une capacité de pointe, comme dans le cas de l’installation de stockage en batterie de 40 MW (160 MWh) de San Diego Gas & Electric à Fallbrook, en Californie, et de celle de 10 MW (40 MWh) du projet de Salt River à Chandler, en Arizona. Enfin, dans un contexte de marché caractérisé par une grande incertitude quant à la charge de travail en raison du développement économique, des déplacements de population et de l’expansion des besoins énergétiques répartis, l’utilisation du stockage de l’énergie est idéale pour les décideurs qui sont préoccupés par la réalisation d’investissements importants, étant à la fois coûteux et voraces en temps. Le stockage de l’énergie peut être utilisé pour éviter des coûts énormes qui, autrement, entraîneraient la surconstruction d’une usine ou d’un projet, puisque le stockage de l’énergie peut être conçu pour répondre exactement aux besoins d’absorption et aider à atténuer le risque d’erreur et les coûts prévus.

Les objectifs audacieux de l’État

Les décideurs de l’État reconnaissent les progrès technologiques réalisés dans le domaine du stockage de l’énergie ainsi que ses avantages concurrentiels et ont, à leur tour, adopté des politiques exécutives et législatives visant le stockage de l’énergie à l’avant du compteur. La Californie est le chef de file du pays en matière de politique avant-gardiste de stockage de l’énergie. En 2013, la Californie a adopté un mandat collectif exigeant que ses services publics appartenant à des investisseurs achètent 1 325 MW d’énergie d’ici 2020. L’an dernier, la California Public Utilities Commission a mis en œuvre le projet de loi 2868 de l’Assemblée et a émis une ordonnance exigeant que les services publics appartenant à des investisseurs achètent jusqu’à 500 MW supplémentaires de stockage décentralisé de l’énergie. En 2015, l’Oregon a adopté un mandat pour atteindre 5 MWh par service public d’ici 2020.

Les États de la côte est se sont également engagés à soutenir le stockage de l’énergie pour ne pas être laissés pour compte. Plus tôt cette année, New York a lancé une initiative de déploiement visant à atteindre 1 500 MW en stockage d’énergie d’ici 2025 et le gouverneur Andrew Cuomo a proposé que la NY Green Bank engage 260 millions de dollars pour des investissements liés au stockage d’énergie. À la fin de l’année dernière, le gouverneur Cuomo a signé une loi qui encourage la commission de la fonction publique de New York à poursuivre et à élaborer des politiques qui favoriseront la prolifération du stockage de l’énergie dans cet État. En juin de l’année dernière, le ministère des ressources énergétiques du Massachusetts a annoncé un objectif de 200 MWh d’approvisionnement en stockage d’énergie pour les entreprises de distribution d’électricité à atteindre d’ici le 1er janvier 2020⁶. Cette mesure était conforme à la loi bipartite sur la diversification énergétique adoptée l’an dernier. Plus tôt cette année, un nouveau projet de loi sur l’énergie propre a été présenté au Sénat du Massachusetts, qui prévoyait un objectif de stockage de 1 766 MW d’ici 2025. En Arizona, un plan proposé exigerait 3 000 MW de stockage d’énergie d’ici 2030. En mai de cette année, dans le cadre de la nouvelle législation sur les énergies renouvelables, le New Jersey a adopté des objectifs de stockage d’énergie de 600 MW d’ici 2021 et de 2 GW d’ici 2030, parmi les plus ambitieux aux États-Unis. Les cibles de stockage de l’énergie du New Jersey sont les premières à être établies dans un État de la région de l’interconnexion PJM. D’autres États devraient suivre avec l’annonce d’objectifs et de mandats en matière de stockage de l’énergie. Certains États exigent maintenant que les services publics incluent le stockage de l’énergie dans leurs plans de ressources intégrés.

Incidence de l’ordonnance 841 de la FERC

Au fur et à mesure que les États fixaient des objectifs ambitieux en matière de stockage de l’énergie à l’échelle du pays et que la technologie des batteries devenait plus accessible et plus courante sur le marché, les détracteurs ont constaté que les règles traditionnelles de la FERC en matière de stockage de l’énergie les « entravaient financièrement » en raison des exigences techniques fastidieuses contenues dans plusieurs règles du marché régissant les OTR/GRI. Les limites imposées par la FERC pour empêcher le stockage de l’énergie de générer des revenus à partir de multiples flux se sont également avérées un obstacle pour les promoteurs. Brisant cette tradition et signalant un changement massif dans la politique énergétique, en février de cette année, la FERC a publié l’ordonnance 841 visant à éliminer les barrières du marché qui empêchaient les « ressources de stockage électrique » de participer aux marchés de gros de l’énergie.

Plus précisément, l’ordonnance 841 de la FERC exige que « chaque OTR et GRI révise son tarif afin d’établir un modèle de participation composé de règles du marché qui, reconnaissant les caractéristiques physiques et opérationnelles des ressources de stockage d’électricité »⁷, facilitent la participation de ces ressources sur les marchés OTR/GRI. Les OTR/GRI sont chargés d’atteindre quatre objectifs principaux : (i) apporter des modifications de manière à ce qu’un fournisseur de stockage d’électricité puisse participer pleinement à tous les marchés de capacité, d’énergie et de services auxiliaires, (ii) veiller à ce que les ressources de stockage électrique puissent être expédiées et qu’un fournisseur de stockage d’électricité puisse fixer le prix de compensation du marché de gros à la fois en tant que vendeur en gros et acheteur en gros, (iii) tenir compte des « caractéristiques physiques et opérationnelles des ressources de stockage électrique par des paramètres de soumission ou d’autres moyens, et (iv) fixer une taille minimale pour participer au marché de gros dans une mesure ne dépassant pas 100 kW »⁸. L’ordonnance 841 de la FERC marque la première fois où le principal organisme de réglementation de l’énergie du pays a reconnu que les ressources de stockage de l’électricité sont différentes des autres actifs énergétiques parce que ces ressources peuvent fournir de l’électricité au réseau et aussi en retirer à la fois comme vendeurs et acheteurs potentiels. De plus, avant l’ordonnance 841 de la FERC, chaque fournisseur de stockage d’électricité était tenu de payer des tarifs de détail pour l’électricité qu’il retirait du réseau, rendant cette participation prohibitive. En vertu de l’ordonnance 841 de la FERC, chaque OTR/GRI dispose de 270 jours à compter de la date de publication de l’ordonnance dans le Registre fédéral pour déposer une demande de conformité et de 365 jours supplémentaires pour prendre des mesures et mettre en œuvre des modifications tarifaires⁹. La plupart des experts s’entendent pour dire que ces dates cibles seront probablement reportées en raison des retards connexes liés aux commentaires et aux audiences.

Les partisans du stockage de l’énergie ont fait l’éloge de l’ordonnance 841 de la FERC pour avoir fait la promotion de projets de stockage de l’énergie aux États-Unis, bien que certains critiques s’inquiètent du fait que cette ordonnance n’est pas suffisante pour l’industrie. Certains disent qu’en émettant l’ordonnance 841, la FERC a « refilé la responsabilité » aux OTR/GRI, s’appuyant sur eux pour stimuler les marchés du stockage de l’énergie. En fait, la plupart des projections de croissance du stockage de l’énergie concernent le transport et la distribution, secteurs qui ne relèvent pas de la compétence immédiate de la FERC. En vertu de l’ordonnance 841 de la FERC, les États ont toujours la souplesse et le pouvoir discrétionnaire d’adapter les règles pour répondre à leurs besoins énergétiques particuliers, ce qui permet aux exploitants de réseaux de fixer des exigences minimales en matière de durée de fonctionnement, de concevoir leurs propres normes de soumission, d’établir des règles de tarification et de déterminer si les projets de stockage d’énergie peuvent vendre des services auxiliaires sans participer directement aux marchés réglementés de l’énergie. De toute évidence, l’ordonnance 841 de la FERC a donné le feu vert aux États pour qu’ils s’engagent et encouragent le stockage de l’énergie, mais ce sont les États eux-mêmes qui devront mener cette initiative jusqu’au bout.

De l’avenir des demandes de propositions

En raison des divers objectifs et politiques des États favorables au stockage de l’énergie que nous avons décrits, nous nous attendons à ce que ces États, motivés par des mandats exécutifs et législatifs, utilisent leur pouvoir discrétionnaire accordé par la FERC pour intégrer d’une manière significative le stockage de l’énergie dans les demandes de propositions (DP) d’électricité. Les demandes de propositions qui incluaient le stockage de l’énergie avant l’ordonnance 841 de la FERC peuvent avoir été favorables à des dossiers d’appel d’offres qui incluaient le stockage de l’énergie mais n’ont pas privilégié ou adapté les exigences en fonction de ces derniers.

Par exemple, la société d’électricité SRP de l’Arizona a lancé une demande de propositions plus tôt cette année, avant que l’ordonnance 841 de la FERC ne soit publiée. L’appel d’offres lancé par SRP invitait à soumissionner pour une capacité de 100 MW et précisait : « Les propositions comportant une composante de stockage en batterie sont également encouragées (pourvu qu’une proposition de rechange sans stockage soit également fournie) »¹⁰ et que « [les soumissions comportant] un projet d’énergie renouvelable et une composante de stockage doivent également inclure une soumission distincte sans la composante de stockage »¹¹. Cette demande de propositions traitait le stockage de l’énergie comme un élément accessoire et séparable des dossiers d’appel d’offres et ne reconnaissait pas les avantages du stockage de l’énergie à usages multiples ou autres avantages positifs.

Il est intéressant de noter que l’an dernier, SRP a signé un contrat d’achat d’électricité de 20 ans avec NextEra Energy Resources pour le projet solaire photovoltaïque de 20 MW du Pinal Central Solar Energy Center, maintenant terminé, jumelé à un système de stockage par batterie lithium-ion de 10 MW (40 MWh). En mai de cette année, NextEra Energy Resources a conclu un prêt de 45 millions de dollars accordé par d’importantes institutions de financement de projets, Mitsubishi UFJ Financial Group et Mizuho Bank, pour un projet qui représente le plus grand système de stockage solaire assorti de stockage en batterie à échelle industrielle de l’Arizona.

Une fois que l’ordonnance 841 de la FERC aura été mise en œuvre par les OTR et les GRI, nous nous attendons à ce que les demandes de propositions soient adaptées aux besoins et, très probablement, qu’elles prévoient le stockage d’énergie dans le cadre des soumissions. De plus, à mesure que les objectifs fixés par l’État pour la capacité de stockage de l’énergie approchent, les OTR et les GRI peuvent se sentir obligés d’émettre des DP qui accordent explicitement la préférence aux dossiers d’appel d’offres qui incorporent de façon substantielle le stockage de l’énergie.

L’ère du stockage de l’électricité est arrivée!

L’année 2018 s’est avérée être une étape importante et un point tournant pour le stockage de l’énergie aux États-Unis. Un mélange parfait de batteries plus abordables et plus fiables et d’objectifs de capacité ambitieux fixés par les États, ainsi que l’ordonnance 841 de la FERC, ont créé un environnement idéal pour que le stockage de l’énergie croisse rapidement et joue un rôle essentiel dans la politique énergétique nationale. Au fur et à mesure que les OTR/GRI commencent à modifier leur approche du stockage de l’énergie conformément à la directive de la FERC, on peut dire sans risque de se tromper que nous sommes parvenus à l’ère du stockage de l’énergie. Des coûts réduits, un déploiement accru et un soutien réglementaire toujours plus important rendront le financement de projets de stockage d’énergie, en particulier pour le lithium-ion, plus viable à l’avenir.

LE STOCKAGE DE L’ÉLECTRICITÉ AU CANADA : UNE MOSAÏQUE GÉOGRAPHIQUE

Le stockage de l’énergie est depuis longtemps essentiel dans certaines régions du Canada. Les riches ressources hydroélectriques de la Colombie-Britannique, du Québec et de la côte est, entre autres, ont permis aux installations hydroélectriques qui s’y trouvent d’offrir bon nombre des avantages dont on fait grand cas en matière de stockage de l’énergie (capacité, décalage horaire et réponse à la demande) simplement « en desserrant ou en resserrant les robinets », si l’on veut. Par conséquent, les différences géographiques ont joué un rôle important dans la façon dont les différents réseaux électriques se sont développés au Canada au fil du temps et ces effets se sont largement répercutés sur le stockage de l’énergie.

Sur le plan de la réglementation, le Canada n’a pas d’organisme national de réglementation de l’énergie comme la FERC des États-Unis (l’Office national de l’énergie du Canada s’occupe principalement du pétrole, du gaz naturel ainsi que du transport international et interprovincial), ce qui permettrait une approche commune pour la production et le stockage de l’électricité. Par conséquent, les provinces canadiennes ont souvent plus de liens de pouvoir avec les États américains au sud qu’avec leurs homologues canadiens sur un axe est-ouest.

Il n’est peut-être pas surprenant que chacune des provinces et chacun des territoires du Canada aborde le stockage de l’énergie séparément et que les nouvelles technologies de stockage de l’énergie (lithium-ion, air comprimé et roue thermique), qui ne dépendent pas des richesses géographiques, prennent leur essor principalement dans le centre du Canada, particulièrement en Ontario et dans une certaine mesure, en Alberta.

Au moment d’écrire ces lignes, le stockage de l’énergie au Canada est une mosaïque composée de ce qui suit : (i) les marchés publics; (ii) les possibilités de réduction des coûts derrière les compteurs; (iii) la mise en œuvre de services publics et (iv) les solutions de fiabilité énergétique pour les collectivités éloignées; toutefois, compte tenu de la trajectoire récente, le Canada devrait être un marché de 1,1 GW/2,5 GWh en 2022.

Approvisionnement/évaluation par les organismes gouvernementaux

En Ontario, la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) a entrepris des processus concurrentiels qui ont mené à l’acquisition de plus de 20 projets de stockage depuis 2012 et qui se traduiront par une capacité d’environ 50 MW lorsqu’ils seront entièrement installés et mis en service. Le cadre d’approvisionnement actuel reflète une approche en deux phases, la phase 1 étant axée sur la capacité de stockage dans le cadre d’une série de services auxiliaires qui favorisent la fiabilité du réseau et la phase 2 étant conçue pour aborder des questions telles que la façon dont le stockage peut répondre aux besoins futurs du réseau, permettre le report des investissements de transport et améliorer la valeur de la production d’énergie renouvelable¹². De plus, la SIERE lance régulièrement des appels d’offres pour la régulation des fréquences et la réponse à la demande, dans le cadre desquels les promoteurs du stockage de l’énergie sont de plus en plus concurrentiels.

Ces achats, qui sont en grande partie le résultat des efforts de sensibilisation et de défense des intérêts de l’industrie du stockage de l’énergie (représentée par Energy Storage Canada), ont permis de créer une base solide pour mettre à l’essai diverses technologies et les services de stockage de l’énergie à l’échelle du réseau ou des services publics, tout en évitant les incitatifs et subventions publics sur lesquels une partie importante de l’industrie canadienne des énergies renouvelables compte et qui sont soumis aux vents politiques (le nouveau gouvernement ontarien a aboli ou abrogé plusieurs programmes et règlements sur les énergies renouvelables du gouvernement précédent).

Sur le plan de la réglementation, le Plan énergétique à long terme (PELT)¹³ de l’Ontario pour 2017 a reconnu la nécessité d’éliminer les obstacles réglementaires aux technologies de stockage. Par conséquent, la SIERE a créé le groupe consultatif sur le stockage de l’énergie en avril 2018 afin d’identifier les obstacles potentiels à une concurrence équitable en matière de stockage de l’énergie et de traiter les questions et les possibilités liées au marché. Parallèlement, la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO) a publié un plan de mise en œuvre qui vise, entre autres, à faciliter le développement des ressources énergétiques distribuées (y compris les projets de stockage).

De plus, la SIERE a conclu que les technologies de stockage de l’énergie peuvent être utilisées pour fournir certains des services nécessaires à l’exploitation fiable du réseau électrique (par exemple les services de régulation, le contrôle de la tension et la réserve de fonctionnement). Le stockage de l’énergie pourrait également contribuer à améliorer l’utilisation des actifs de transport et de distribution existants en reportant certains coûts associés à leur modernisation ou à leur remise à neuf, ainsi qu’à améliorer la qualité de l’approvisionnement en électricité dans certains secteurs du réseau en contrôlant les tensions locales. La SIERE a en outre suggéré que, pour exploiter pleinement le potentiel du stockage de l’énergie, les promoteurs devraient cibler les secteurs du système où ils peuvent fournir de multiples services au réseau contrôlé par la SIERE, aux marchés administrés par la SIERE et aux participants locaux au marché.

En Alberta, l’Alberta Electric System Operator (AESO) étudie la valeur du stockage de l’énergie depuis 2012, année où il a commencé à examiner officiellement les technologies de stockage en fonction des règles du marché et des normes techniques. Plus récemment, en mai 2018, l’AESO a terminé une évaluation de la production d’énergie renouvelable pouvant être répartie et du stockage de l’énergie dans le contexte des exigences de fiabilité du réseau et de la transition de l’Alberta vers une production renouvelable de 30 % d’ici 2030 et a conclu que les applications à faible consommation et de courte durée, comme les batteries lithium-ion, pourraient être en mesure de livrer une concurrence rentable (principalement sur le marché des services accessoires), pourvu que certaines règles du marché et questions tarifaires soient traitées. Dans le cadre du plan de l’AESO visant à mettre en place un marché de capacité sur trois ans d’ici 2021, la capacité de stockage d’énergie qui répond aux exigences minimales de rejet sera admissible à la participation au marché.

Solutions de stockage derrière le compteur

Les solutions de production et/ou de stockage derrière les compteurs ont toujours été utilisées pour décaler l’utilisation de l’énergie afin de profiter de fenêtres de marché moins chères et d’offrir une fiabilité accrue dans les régions où cela représentait un défi pour le réseau électrique local. En Ontario, le tout a pris une nouvelle tournure grâce à l’Initiative d’économies d’énergie en milieu industriel (IEEMI)¹⁴, qui récompense certains utilisateurs pour avoir réduit leur demande d’électricité pendant les périodes de pointe et la façon dont les coûts et redevances inhérents et historiques du système (le « rajustement global ») (comme expliqué plus en détail ci-dessous) sont répartis entre les utilisateurs. Le rajustement global vise à régler le problème de l’« argent manquant » (c.-à-d. l’insuffisance des recettes commerciales pour couvrir certains coûts fixes de capacité) en recouvrant la différence entre le coût total du contrat et la valeur marchande de certaines productions sous contrat. Une baisse du prix du marché de l’électricité entraîne une augmentation du rajustement global, et vice versa. Au fil des ans, les coûts du rajustement global de l’Ontario ont augmenté considérablement, passant de 700 millions de dollars en 2006 (8 % des coûts totaux d’approvisionnement en électricité) à 11,9 milliards de dollars en 2017 (plus de 80 % des coûts totaux d’approvisionnement en électricité).

En vertu de l’IEEMI, l’attribution du rajustement global à certains grands consommateurs industriels (c.-à-d. la catégorie A) est déterminée par leur contribution respective aux cinq principales heures de pointe de la province au cours d’une période de douze mois, tandis que les autres coûts du rajustement global sont transférés aux autres consommateurs (c.-à-d. la catégorie B) en fonction de leur consommation énergétique. Afin de minimiser les frais d’ajustement global, qui peuvent dépasser de loin les coûts de l’électricité dans certains cas, les consommateurs de la catégorie A sont incités à déplacer leur consommation des heures de pointe (ou de ce qu’ils prévoient être les heures de pointe) en réduisant la production ou en installant un système d’approvisionnement sur place (y compris le stockage d’énergie). Par conséquent, l’Ontario a connu une certaine « ruée vers l’or » derrière le compteur, un certain nombre d’acteurs locaux et internationaux du stockage de l’énergie poursuivant les utilisateurs commerciaux et industriels ayant les dépenses de rajustement global les plus élevées. Quelques exemples accessibles au public sont présentés ci-dessous¹⁵.

Utilisation de l’électricité stockée par les services publics d’électricité

Indépendamment du processus d’approvisionnement provincial, un certain nombre de services publics de l’Ontario mettent à l’essai et évaluent différentes technologies de stockage pour diverses utilisations. Leur expérience à ce jour suggère que les technologies de stockage ont le potentiel de devenir des outils intégrés pour gérer les charges de pointe, réguler la fréquence de la tension, assurer la fiabilité de la production d’énergie renouvelable et créer un système de transport et de distribution plus souple. Un certain nombre de services publics ont également proposé que les coûts connexes fassent partie de la base tarifaire. Pour les clients, le stockage de l’énergie pourrait être un outil utile pour réduire les coûts liés à la demande d’énergie de pointe.

Par exemple, Toronto Hydro a travaillé avec ses partenaires, pour entre autres choses : (i) analyser les avantages du stockage de l’énergie de l’air comprimé sous l’eau pour le réseau électrique en réalisant un projet pilote axé sur la capacité de la technologie à fournir de l’énergie de réserve, à déplacer la charge et à atténuer la congestion du transport et de la distribution et (ii) élaborer une solution sur poteau pour stocker l’électricité pendant les heures hors pointe et libérer de l’énergie afin d’améliorer la fiabilité en répondant automatiquement aux données du compteur intelligent. Les avantages attendus du système comprennent l’écrêtage de pointe, le report des mises à niveau de l’infrastructure, ainsi qu’une fiabilité et une souplesse opérationnelle accrues.

De même, Hydro One Networks a exploité un système de roues thermiques à Clear Creek, en Ontario, pour réguler les grandes variations de tension causées par un parc éolien de 20 MW et Oshawa Power et ses partenaires ont élaboré un projet pilote pour permettre aux maisons de la ville d’Oshawa d’utiliser l’énergie solaire à domicile et de la stocker en utilisant une batterie lithium-ion pour déplacer la demande énergétique des périodes de pointe aux heures creuses et en période de panne de courant.

En Alberta, l’Alberta Utilities Commission (AUC) a approuvé une proposition de Turning Point Generation¹⁶ visant la construction et l’exploitation du projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage de Canyon Creek. Le projet utilisera l’accumulation d’énergie hydroélectrique par pompage. Lorsque les besoins en électricité sont faibles, l’eau est pompée d’un réservoir inférieur à un réservoir supérieur. Lorsqu’on a besoin d’électricité, par exemple pendant les périodes de pointe ou les périodes de vent faible pour alimenter les parcs éoliens du sud de l’Alberta, l’eau pourrait retourner dans le réservoir inférieur et entraîner les turbines pour produire de l’électricité.

Stockage de l’électricité, production décentralisée et collectivités éloignées

En tant que sources de production décentralisées, les déploiements de stockage de l’énergie peuvent améliorer la suffisance de l’approvisionnement et répondre aux imprévus. Par exemple, dans un scénario d’îlotage (bon nombre des collectivités nordiques éloignées du Canada sont en fait des « îles »), le stockage en batterie peut réagir rapidement pour maintenir l’alimentation électrique lorsqu’une partie du système est débranchée du réseau principal en raison d’une panne planifiée ou non planifiée. De plus, lorsque l’électricité stockée est injectée dans le réseau en période de forte demande, la charge de pointe du réseau (qui sous-tend les principaux critères de planification utilisés par les ingénieurs des réseaux de transport et de distribution) est réduite, ce qui réduit la charge sur les composants critiques des postes. Cela pourrait prolonger la durée de vie utile des actifs connexes ou reporter la nécessité de moderniser les immobilisations, ce qui serait autrement nécessaire plus tôt pour répondre à la demande de pointe prévue.

Un exemple réussi d’utilisation du stockage de l’énergie à des fins de production décentralisée (et un précédent positif qui montre que le stockage de l’énergie non hydroélectrique peut encore avoir sa place dans des endroits riches en ressources hydroélectriques) est le groupe de batteries de 1 MW de BC Hydro, qui est situé dans deux collectivités montagneuses éloignées de la Colombie-Britannique pour stocker de l’électricité provenant de sources renouvelables.

Jusqu’en 2013, les deux communautés de haute montagne de Golden et Field, dans la région de East Kootenay, en Colombie-Britannique, avaient connu d’importants problèmes de fiabilité de l’électricité. Les deux villes sont alimentées par la sous-station Golden de BC Hydro, qui utilise quatre lignes de distribution radiales pour alimenter la ville de Golden et ses environs. Au début de 2010, les prévisions de charge pour la capacité prévue de la sous-station seront dépassées d’ici le pic hivernal de 2013-2014. De plus, la ville de Field, située à environ 50 km à l’est de Golden, est alimentée par un seul branchement de 25 kV de Golden. Cette ligne de distribution subit des pannes fréquentes et prolongées en raison de l’environnement fortement boisé et des conditions froides et enneigées du parc national Yoho, dans lequel est située la ville de Field. Le ravitailleur ne suit pas toujours la route et le terrain accidenté rend particulièrement difficile la localisation des pannes et le rétablissement de l’alimentation électrique pour les équipes. BC Hydro s’est associée à Ressources naturelles Canada pour installer un système de stockage sur batterie dans les zones problématiques, ce qui permettrait de régler ces problèmes et de reporter de deux ans le coût de la modernisation des transformateurs à la sous-station. Depuis son déploiement en 2013, le système de batterie a permis d’alimenter la charge de la zone pendant sept heures et de réduire la charge du système pendant les périodes de pointe.

De plus, de nombreuses collectivités autochtones du Grand Nord canadien considèrent les avantages de la production d’énergie renouvelable jumelée au stockage de l’énergie comme un moyen de réduire l’utilisation de génératrices diesel, dont le carburant est livré par voie aérienne, ce qui entraîne (i) des coûts élevés et (ii) une fiabilité réduite du réseau (en raison des pannes).

CONCLUSION

Le stockage de l’énergie peut jouer un rôle important dans l’optimisation et la modernisation du réseau électrique. Les coûts des prix des systèmes de stockage de l’énergie (en particulier les batteries) ont considérablement diminué au cours des deux dernières décennies. La tendance à la baisse des coûts devrait se poursuivre (quoique à un rythme plus lent) dans un avenir prévisible. La perspective d’une baisse des exigences en matière d’investissement en capital, conjuguée à l’atténuation possible des obstacles réglementaires et commerciaux, ainsi qu’à la myriade de fiabilité et d’avantages pour les clients que le stockage de l’énergie peut offrir, fait en sorte que l’on mise beaucoup sur le stockage de l’énergie comme l’élément clé qui manque à un réseau électrique à dominance renouvelable, moderne et efficace (réseau 2.0).

Toutefois, outre les progrès réalisés à ce jour, l’intégration efficace des systèmes de stockage à l’échelle des services publics exigera que les régulateurs, les services publics et l’industrie collaborent pour surmonter les obstacles et les limites qui subsistent, notamment les obstacles techniques à la participation au marché par les ressources de stockage et les règles peu claires concernant le traitement des biens non classiques qui sont à la fois une charge et une ressource. Ce sont les détails qui poseront problème car les services publics porteront la question devant les organismes de réglementation dans le cadre des procédures relatives aux tarifs, qui se déroulent en temps réel.

Compte tenu des tendances actuelles, le marché canadien du stockage de l’énergie devrait croître de 35 % par année au cours de chacune des quatre prochaines années. Si l’on inclut le stockage par pompage (le projet Sir Adam Beck de 174 MW d’Ontario Power Generation et le projet Marmora proposé par Northland Power d’environ 600 MW), la situation devient encore plus favorable. Au fur et à mesure que les progrès sur de multiples fronts commencent à se conjuguer (y compris l’évolution des technologies, l’élimination des obstacles réglementaires et commerciaux, la progression des modèles de répartition des coûts et de gestion des services publics, ainsi que la réduction continue des besoins en capitaux), il se peut que la meilleure façon de progresser dans le stockage d’énergie au Canada consiste à envisager les choses avec un optimisme équilibré et réaliste.

* Paul Kraske est associé au bureau de Washington DC de Skadden Arps, Slate, Meagher & Flom.

** Milosz Zemanek est associé au bureau de Toronto de Torys LLP, chef du groupe du stockage de l’énergie de l’entreprise et président du conseil d’administration d’Energy Storage Canada.

*** Henry Ren et Tim Pavlov sont associés en énergie chez Torys LLP.

1.  David Schmitt et Glenn Sanford, « Le stockage de l’énergie : pouvons-nous bien faire les choses? » (2018) 32 Energy LJ 447, en ligne : <https://www.eba-net.org/assets/1/6/20-447-502-Schmitt_[FINAL].pdf>.
2.  La section des États-Unis de l’article sur le stockage de l’électricité est une republication : Paul Kraske “Electricity storage in the United States: Are We There Yet?’’, en ligne : (22 juin 2018) Skadden <https://www.skadden.com/insights/publications/2018/06/energy-storage-are-we-there-yet>.
3.  Ordonnance no 841, Electric Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators, 162 FERC 61,127, 83 Fed Reg 9,580 (2018) (codifier à 18 CFR § 35) [ci-après ordonnance n^o 841].
4.  U.S. Department of Energy, « U.S. Battery Storage Market Trends », mai 2018, en ligne : <https://www.eia.gov/analysis/studies/electricity/batterystorage/pdf/battery_storage.pdf>.
5.  Ibid à la p 4.
6.  Ministère des ressources énergétiques du Massachusetts, « État de la responsabilité : Massachusetts Energy Storage Initiative Study’ », en ligne : <http://www.mass.gov/eea/docs/doer/state-of-charge-report.pdf>.
7.  Supra note 2 à la p i.
8.  Ibid.
9.  Ibid à la p 222.
10.  Ibid à la p 207.
11.  Ibid aux pp 85-86.
12.  Voir Approvisionnement en stockage d’énergie (phases 1 et 2), en ligne : <http://www.ieso.ca/sector-participants/energy-procurement-programs-and-contracts/energy-storage>.
13.  Voir en ligne : <https://news.ontario.ca/mndmf/en/2017/10/2017-long-term-energy-plan.html>.
14.  Comité de surveillance du marché, « L’initiative d’économies d’énergie en milieu industriel : évaluation de son incidence et des solutions de rechange éventuelles », (décembre 2018), en ligne : <https://www.oeb.ca/sites/default/files/msp-ICI-report-20181218.pdf>.
15.  En novembre 2017, Convergent Energy + Power a annoncé l’achèvement d’un projet de stockage d’énergie de 8,5 MWh pour Husky Injection Molding Systems Ltd. à Bolton, en Ontario. Le projet est basé sur le système de batteries au lithium GridStar de Lockheed Martin Energy. En avril 2018, la division des services énergétiques du Groupe Enel, Enel X, par l’entremise de sa filiale américaine EnerNOC, Inc. a annoncé la conclusion d’une entente avec Algoma Orchards en vue de déployer un système de stockage de batteries au lithium-ion de 1 MWh, dans le but de réduire le rajustement global et de renforcer la participation au programme de réponse de la SIERE. En juin 2018, NRStor et IHI Energy Storage ont conclu un protocole d’entente en vue de la livraison par IHI de 42 MWh de solutions de batteries au lithium-ion derrière le compteur pour huit des clients commerciaux et industriels de NRStor en Ontario. Ces projets de stockage devraient être opérationnels en 2019. En juillet 2018, Enel X a annoncé la conclusion d’une entente avec Amhil North America, une entreprise d’emballage pour l’industrie des services alimentaires, en vue de déployer un système de stockage d’énergie lithium-ion de 4,7 MWh à l’installation d’Amhil à Mississauga. Tout comme le projet d’Algoma Orchards, le projet d’Amhil réduira la demande de pointe et améliorera la participation à la réponse à la demande.
16.  Voir en ligne : <https://turningpointgeneration.ca/the-canyon-creek-project>.