{"id":2396,"date":"2019-03-26T17:33:36","date_gmt":"2019-03-26T17:33:36","guid":{"rendered":"http:\/\/www.energyregulationquarterly.ca\/?p=2396"},"modified":"2022-06-24T15:19:09","modified_gmt":"2022-06-24T15:19:09","slug":"electricity-storage-in-north-america","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/electricity-storage-in-north-america","title":{"rendered":"Le stockage de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Am\u00e9rique du Nord"},"content":{"rendered":"

INTRODUCTION DES R\u00c9DACTEURS<\/strong><\/p>\n

Le stockage de l\u2019\u00e9nergie est consid\u00e9r\u00e9 par certains comme le \u00ab Saint Graal \u00bb de la technologie de l\u2019\u00e9nergie1<\/sup>. Les r\u00e9seaux \u00e9nerg\u00e9tiques sont construits pour g\u00e9rer les charges de pointe; si les pointes et l\u2019investissement en capital connexe peuvent \u00eatre r\u00e9duits, il en r\u00e9sulte d\u2019\u00e9normes \u00e9conomies de co\u00fbts. Certaines offres de services comme la recharge des v\u00e9hicules \u00e9lectriques (VE) sont impossibles sans cette disposition. La publication trimestrielle sur la r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie a demand\u00e9 \u00e0 deux des plus grands sp\u00e9cialistes de la r\u00e9glementation du stockage de l\u2019\u00e9nergie en Am\u00e9rique du Nord de donner un aper\u00e7u de la situation actuelle.<\/p>\n

LE STOCKAGE DE L\u2019\u00c9LECTRICIT\u00c9 AUX\u00a0\u00c9TATS-UNIS : Y SOMMES-NOUS ARRIV\u00c9S?2<\/sup><\/strong><\/p>\n

En octobre 2015, les employ\u00e9s de l\u2019usine de gaz naturel d\u2019Aliso Canyon \u00e0 Los Angeles, en Californie, ont d\u00e9couvert une fuite de m\u00e9thane qui a entra\u00een\u00e9 la fermeture de l\u2019usine. L\u2019\u00e9tat d\u2019urgence a par la suite \u00e9t\u00e9 d\u00e9cr\u00e9t\u00e9 par le gouverneur Jerry Brown. En plus des pr\u00e9occupations environnementales et sanitaires connexes, les organismes de r\u00e9glementation s\u2019inqui\u00e9taient de l\u2019impact de la fuite sur la disponibilit\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans la r\u00e9gion et des pannes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 d\u2019une semaine semblaient in\u00e9vitables. La solution \u00e0 ce probl\u00e8me a \u00e9t\u00e9 que l\u2019entreprise de services publics Southern California Edison acc\u00e9l\u00e8re les projets de stockage d\u2019\u00e9nergie en ligne en cas d\u2019urgence. En l\u2019espace de neuf mois, 60 MW d\u2019installations de stockage en batterie ont \u00e9t\u00e9 install\u00e9es, construites et exploit\u00e9es, fournissant de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 la consommation de pointe \u00e0 un moment pr\u00e9occupant et instable. Depuis, l\u2019\u00e9volution de la technologie des batteries, les politiques ex\u00e9cutives et l\u00e9gislatives des \u00c9tats et la r\u00e9cente ordonnance 8413<\/sup> de la Federal Energy Regulatory Commission <\/em>(FERC) ont continu\u00e9 d\u2019attirer l\u2019attention du pays sur le stockage de l\u2019\u00e9nergie, soulignant son r\u00f4le de pilier de la politique \u00e9nerg\u00e9tique aux \u00c9tats-Unis.<\/p>\n

Selon le rapport de l\u2019Energy Information Administration (EIA) de mai 2018 intitul\u00e9 \u00ab U.S. Battery Storage Market Trends \u00bb (EIA Report)4<\/sup>, \u00e0 la fin de 2017, 708 MW de puissance repr\u00e9sentant 867 MWh de capacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique de stockage \u00e0 grande \u00e9chelle (sup\u00e9rieure \u00e0 1 MW) \u00e9taient op\u00e9rationnels aux \u00c9tats-Unis, les deux tiers ayant \u00e9t\u00e9 install\u00e9s au cours des trois derni\u00e8res ann\u00e9es5<\/sup>. Environ 90 % du stockage en batterie \u00e0 grande \u00e9chelle est install\u00e9 dans des r\u00e9gions couvertes par des organismes de transport r\u00e9gionaux (OTR) et des gestionnaires de r\u00e9seau ind\u00e9pendants (GRI). En fait, pr\u00e8s de 40 % de la capacit\u00e9 actuelle de stockage \u00e0 grande \u00e9chelle des batteries (et 31 % de la capacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique) se trouve dans la r\u00e9gion de l\u2019interconnexion Pennsylvanie-New Jersey-Maryland (PJM), tandis que 18 % de la capacit\u00e9 actuelle de stockage \u00e0 grande \u00e9chelle (et 44 % de la capacit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique) se situe dans la r\u00e9gion du California Independent System Operator (CAISO). Selon le rapport de l\u2019EIA, en d\u00e9cembre 2017, 239 MW de stockage \u00e0 batteries \u00e0 grande \u00e9chelle devraient entrer en service aux \u00c9tats-Unis entre 2018 et 2021, la Californie comptant pour 77 % de ce nombre.<\/p>\n

Avanc\u00e9es dans la technologie du stockage<\/strong><\/p>\n

Au cours des 20 derni\u00e8res ann\u00e9es, l\u2019industrie de l\u2019\u00e9nergie a mis \u00e0 l\u2019essai de nombreux diff\u00e9rents types de technologies de stockage de l\u2019\u00e9nergie, mais pour la premi\u00e8re fois, un pr\u00e9curseur a fait ses preuves sur le march\u00e9 : les batteries lithium-ion. Bien que des batteries au nickel, au sodium, des accumulateurs au plomb et des accumulateurs \u00e9lectriques aient \u00e9t\u00e9 d\u00e9ploy\u00e9s aux \u00c9tats-Unis, les batteries lithium-ion repr\u00e9sentaient plus de 80 % de la capacit\u00e9 de stockage des accumulateurs \u00e0 grande \u00e9chelle (de plus de 1 MW) aux \u00c9tats-Unis d\u2019ici la fin de 2016. G\u00e9n\u00e9ralement, les batteries lithium-ion sont con\u00e7ues pour r\u00e9aliser 365 cycles par an, avec une capacit\u00e9 de quatre heures par cycle et ont une dur\u00e9e de vie de 20 \u00e0 30 ans. Comme on l\u2019a vu dans le d\u00e9ploiement des installations de stockage de batteries en Californie, avec une batterie de quatre heures, une installation de stockage d\u2019\u00e9nergie standard au lithium-ion de 20 MW peut fournir 80 MWh de capacit\u00e9 pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande de pointe. L\u2019un des aspects les plus attrayants de ces batteries est que le co\u00fbt de la technologie lithium-ion a rapidement diminu\u00e9; entre 2010 et 2016, le prix des batteries lithium-ion a chut\u00e9 de 73 %, une baisse principalement due \u00e0 la demande chinoise de v\u00e9hicules \u00e9lectriques. Le co\u00fbt total d\u2019installation du stockage des batteries lithium-ion (y compris les onduleurs et le reste de l\u2019installation) \u00e9tait d\u2019environ 1 300 \u00e0 1 500 $ par kilowatt en 2017 et Bloomberg New Energy Finance pr\u00e9voit que ces co\u00fbts d\u2019installation continueront \u00e0 baisser de 6 % par an au cours des 10 prochaines ann\u00e9es.<\/p>\n

Avantages concurrentiels<\/strong><\/p>\n

La proposition la plus s\u00e9duisante en ce qui concerne le stockage de l\u2019\u00e9nergie est que le stockage peut servir \u00e0 de multiples fins. En r\u00e8gle g\u00e9n\u00e9rale, les actifs \u00e9nerg\u00e9tiques servent \u00e0 une seule fin dans le syst\u00e8me \u00e9nerg\u00e9tique mais le stockage de l\u2019\u00e9nergie peut servir de production lorsqu\u2019ils sont raccord\u00e9s au r\u00e9seau et de transport lorsqu\u2019ils transmettent de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Cela s\u2019ajoute \u00e0 l\u2019all\u00e9gement des contraintes de charge, au besoin. Dans l\u2019ensemble, le stockage de l\u2019\u00e9nergie a des capacit\u00e9s d\u2019\u00e9quilibrage du r\u00e9seau et peut r\u00e9guler la fr\u00e9quence, fournir un soutien en mati\u00e8re de tension et offrir des services de d\u00e9part \u00e0 z\u00e9ro. Comme le montre la fuite d\u2019Aliso Canyon, le stockage d\u2019\u00e9nergie peut \u00eatre d\u00e9ploy\u00e9 rapidement, ce qui en fait une solution id\u00e9ale en cas de p\u00e9nurie de ressources naturelles, de conditions m\u00e9t\u00e9orologiques ou de pannes li\u00e9es \u00e0 un incident, de catastrophe naturelle ou de croissance n\u00e9cessaire de la production d\u00e9centralis\u00e9e.<\/p>\n

Dans le contexte des \u00e9nergies renouvelables, le stockage de l\u2019\u00e9nergie pr\u00e9sente \u00e9galement d\u2019autres avantages par rapport aux technologies solaire et \u00e9olienne. Alors que l\u2019\u00e9nergie solaire et \u00e9olienne est souvent soumise \u00e0 des fluctuations de production et \u00e0 des mont\u00e9es et des descentes rapides, le stockage de l\u2019\u00e9nergie est stable aux fins du r\u00e9seau, car il pr\u00e9sente souvent des cycles de charge et de d\u00e9charge courts et r\u00e9pond mieux aux fluctuations de production. De plus, le stockage de l\u2019\u00e9nergie peut r\u00e9duire le stress sur le r\u00e9seau \u00e9lectrique en s\u2019attaquant \u00e0 la probl\u00e9matique dite de la \u00ab courbe du dos de canard \u00bb, en augmentant la demande en dehors des heures de pointe et en augmentant l\u2019offre pendant les p\u00e9riodes de pointe. Par exemple, deux services publics de Californie et d\u2019Arizona proc\u00e8dent actuellement \u00e0 la mise en place de syst\u00e8mes de stockage en batterie offrant une capacit\u00e9 de pointe, comme dans le cas de l\u2019installation de stockage en batterie de 40 MW (160 MWh) de San Diego Gas & Electric \u00e0 Fallbrook, en Californie, et de celle de 10 MW (40 MWh) du projet de Salt River \u00e0 Chandler, en Arizona. Enfin, dans un contexte de march\u00e9 caract\u00e9ris\u00e9 par une grande incertitude quant \u00e0 la charge de travail en raison du d\u00e9veloppement \u00e9conomique, des d\u00e9placements de population et de l\u2019expansion des besoins \u00e9nerg\u00e9tiques r\u00e9partis, l\u2019utilisation du stockage de l\u2019\u00e9nergie est id\u00e9ale pour les d\u00e9cideurs qui sont pr\u00e9occup\u00e9s par la r\u00e9alisation d\u2019investissements importants, \u00e9tant \u00e0 la fois co\u00fbteux et voraces en temps. Le stockage de l\u2019\u00e9nergie peut \u00eatre utilis\u00e9 pour \u00e9viter des co\u00fbts \u00e9normes qui, autrement, entra\u00eeneraient la surconstruction d\u2019une usine ou d\u2019un projet, puisque le stockage de l\u2019\u00e9nergie peut \u00eatre con\u00e7u pour r\u00e9pondre exactement aux besoins d\u2019absorption et aider \u00e0 att\u00e9nuer le risque d\u2019erreur et les co\u00fbts pr\u00e9vus.<\/p>\n

Les objectifs audacieux de l\u2019\u00c9tat<\/strong><\/p>\n

Les d\u00e9cideurs de l\u2019\u00c9tat reconnaissent les progr\u00e8s technologiques r\u00e9alis\u00e9s dans le domaine du stockage de l\u2019\u00e9nergie ainsi que ses avantages concurrentiels et ont, \u00e0 leur tour, adopt\u00e9 des politiques ex\u00e9cutives et l\u00e9gislatives visant le stockage de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 l\u2019avant du compteur. La Californie est le chef de file du pays en mati\u00e8re de politique avant-gardiste de stockage de l\u2019\u00e9nergie. En 2013, la Californie a adopt\u00e9 un mandat collectif exigeant que ses services publics appartenant \u00e0 des investisseurs ach\u00e8tent 1 325 MW d\u2019\u00e9nergie d\u2019ici 2020. L\u2019an dernier, la California Public Utilities Commission <\/em>a mis en \u0153uvre le projet de loi 2868 de l\u2019Assembl\u00e9e et a \u00e9mis une ordonnance exigeant que les services publics appartenant \u00e0 des investisseurs ach\u00e8tent jusqu\u2019\u00e0 500 MW suppl\u00e9mentaires de stockage d\u00e9centralis\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie. En 2015, l\u2019Oregon a adopt\u00e9 un mandat pour atteindre 5 MWh par service public d\u2019ici 2020.<\/p>\n

Les \u00c9tats de la c\u00f4te est se sont \u00e9galement engag\u00e9s \u00e0 soutenir le stockage de l\u2019\u00e9nergie pour ne pas \u00eatre laiss\u00e9s pour compte. Plus t\u00f4t cette ann\u00e9e, New York a lanc\u00e9 une initiative de d\u00e9ploiement visant \u00e0 atteindre 1 500 MW en stockage d\u2019\u00e9nergie d\u2019ici 2025 et le gouverneur Andrew Cuomo a propos\u00e9 que la NY Green Bank engage 260 millions de dollars pour des investissements li\u00e9s au stockage d\u2019\u00e9nergie. \u00c0 la fin de l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re, le gouverneur Cuomo a sign\u00e9 une loi qui encourage la commission de la fonction publique de New York \u00e0 poursuivre et \u00e0 \u00e9laborer des politiques qui favoriseront la prolif\u00e9ration du stockage de l\u2019\u00e9nergie dans cet \u00c9tat. En juin de l\u2019ann\u00e9e derni\u00e8re, le minist\u00e8re des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques du Massachusetts a annonc\u00e9 un objectif de 200 MWh d\u2019approvisionnement en stockage d\u2019\u00e9nergie pour les entreprises de distribution d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 atteindre d\u2019ici le 1er janvier 20206<\/sup>. Cette mesure \u00e9tait conforme \u00e0 la loi bipartite sur la diversification \u00e9nerg\u00e9tique adopt\u00e9e l\u2019an dernier. Plus t\u00f4t cette ann\u00e9e, un nouveau projet de loi sur l\u2019\u00e9nergie propre a \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sent\u00e9 au S\u00e9nat du Massachusetts, qui pr\u00e9voyait un objectif de stockage de 1 766 MW d\u2019ici 2025. En Arizona, un plan propos\u00e9 exigerait 3 000 MW de stockage d\u2019\u00e9nergie d\u2019ici 2030. En mai de cette ann\u00e9e, dans le cadre de la nouvelle l\u00e9gislation sur les \u00e9nergies renouvelables, le New Jersey a adopt\u00e9 des objectifs de stockage d\u2019\u00e9nergie de 600 MW d\u2019ici 2021 et de 2 GW d\u2019ici 2030, parmi les plus ambitieux aux \u00c9tats-Unis. Les cibles de stockage de l\u2019\u00e9nergie du New Jersey sont les premi\u00e8res \u00e0 \u00eatre \u00e9tablies dans un \u00c9tat de la r\u00e9gion de l\u2019interconnexion PJM. D\u2019autres \u00c9tats devraient suivre avec l\u2019annonce d\u2019objectifs et de mandats en mati\u00e8re de stockage de l\u2019\u00e9nergie. Certains \u00c9tats exigent maintenant que les services publics incluent le stockage de l\u2019\u00e9nergie dans leurs plans de ressources int\u00e9gr\u00e9s.<\/p>\n

Incidence de l\u2019ordonnance 841 de la FERC<\/strong><\/p>\n

Au fur et \u00e0 mesure que les \u00c9tats fixaient des objectifs ambitieux en mati\u00e8re de stockage de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du pays et que la technologie des batteries devenait plus accessible et plus courante sur le march\u00e9, les d\u00e9tracteurs ont constat\u00e9 que les r\u00e8gles traditionnelles de la FERC en mati\u00e8re de stockage de l\u2019\u00e9nergie les \u00ab entravaient financi\u00e8rement \u00bb en raison des exigences techniques fastidieuses contenues dans plusieurs r\u00e8gles du march\u00e9 r\u00e9gissant les OTR\/GRI. Les limites impos\u00e9es par la FERC pour emp\u00eacher le stockage de l\u2019\u00e9nergie de g\u00e9n\u00e9rer des revenus \u00e0 partir de multiples flux se sont \u00e9galement av\u00e9r\u00e9es un obstacle pour les promoteurs. Brisant cette tradition et signalant un changement massif dans la politique \u00e9nerg\u00e9tique, en f\u00e9vrier de cette ann\u00e9e, la FERC a publi\u00e9 l\u2019ordonnance 841 visant \u00e0 \u00e9liminer les barri\u00e8res du march\u00e9 qui emp\u00eachaient les \u00ab ressources de stockage \u00e9lectrique \u00bb de participer aux march\u00e9s de gros de l\u2019\u00e9nergie.<\/p>\n

Plus pr\u00e9cis\u00e9ment, l\u2019ordonnance 841 de la FERC exige que \u00ab chaque OTR et GRI r\u00e9vise son tarif afin d\u2019\u00e9tablir un mod\u00e8le de participation compos\u00e9 de r\u00e8gles du march\u00e9 qui, reconnaissant les caract\u00e9ristiques physiques et op\u00e9rationnelles des ressources de stockage d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00bb7<\/sup>, facilitent la participation de ces ressources sur les march\u00e9s OTR\/GRI. Les OTR\/GRI sont charg\u00e9s d\u2019atteindre quatre objectifs principaux : (i) apporter des modifications de mani\u00e8re \u00e0 ce qu\u2019un fournisseur de stockage d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 puisse participer pleinement \u00e0 tous les march\u00e9s de capacit\u00e9, d\u2019\u00e9nergie et de services auxiliaires, (ii) veiller \u00e0 ce que les ressources de stockage \u00e9lectrique puissent \u00eatre exp\u00e9di\u00e9es et qu\u2019un fournisseur de stockage d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 puisse fixer le prix de compensation du march\u00e9 de gros \u00e0 la fois en tant que vendeur en gros et acheteur en gros, (iii) tenir compte des \u00ab caract\u00e9ristiques physiques et op\u00e9rationnelles des ressources de stockage \u00e9lectrique par des param\u00e8tres de soumission ou d\u2019autres moyens, et (iv) fixer une taille minimale pour participer au march\u00e9 de gros dans une mesure ne d\u00e9passant pas 100 kW \u00bb8<\/sup>. L\u2019ordonnance 841 de la FERC marque la premi\u00e8re fois o\u00f9 le principal organisme de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie du pays a reconnu que les ressources de stockage de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sont diff\u00e9rentes des autres actifs \u00e9nerg\u00e9tiques parce que ces ressources peuvent fournir de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 au r\u00e9seau et aussi en retirer \u00e0 la fois comme vendeurs et acheteurs potentiels. De plus, avant l\u2019ordonnance 841 de la FERC, chaque fournisseur de stockage d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9tait tenu de payer des tarifs de d\u00e9tail pour l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019il retirait du r\u00e9seau, rendant cette participation prohibitive. En vertu de l\u2019ordonnance 841 de la FERC, chaque OTR\/GRI dispose de 270 jours \u00e0 compter de la date de publication de l\u2019ordonnance dans le Registre f\u00e9d\u00e9ral pour d\u00e9poser une demande de conformit\u00e9 et de 365 jours suppl\u00e9mentaires pour prendre des mesures et mettre en \u0153uvre des modifications tarifaires9<\/sup>. La plupart des experts s\u2019entendent pour dire que ces dates cibles seront probablement report\u00e9es en raison des retards connexes li\u00e9s aux commentaires et aux audiences.<\/p>\n

Les partisans du stockage de l\u2019\u00e9nergie ont fait l\u2019\u00e9loge de l\u2019ordonnance 841 de la FERC pour avoir fait la promotion de projets de stockage de l\u2019\u00e9nergie aux \u00c9tats-Unis, bien que certains critiques s\u2019inqui\u00e8tent du fait que cette ordonnance n\u2019est pas suffisante pour l\u2019industrie. Certains disent qu\u2019en \u00e9mettant l\u2019ordonnance 841, la FERC a \u00ab refil\u00e9 la responsabilit\u00e9 \u00bb aux OTR\/GRI, s\u2019appuyant sur eux pour stimuler les march\u00e9s du stockage de l\u2019\u00e9nergie. En fait, la plupart des projections de croissance du stockage de l\u2019\u00e9nergie concernent le transport et la distribution, secteurs qui ne rel\u00e8vent pas de la comp\u00e9tence imm\u00e9diate de la FERC. En vertu de l\u2019ordonnance 841 de la FERC, les \u00c9tats ont toujours la souplesse et le pouvoir discr\u00e9tionnaire d\u2019adapter les r\u00e8gles pour r\u00e9pondre \u00e0 leurs besoins \u00e9nerg\u00e9tiques particuliers, ce qui permet aux exploitants de r\u00e9seaux de fixer des exigences minimales en mati\u00e8re de dur\u00e9e de fonctionnement, de concevoir leurs propres normes de soumission, d\u2019\u00e9tablir des r\u00e8gles de tarification et de d\u00e9terminer si les projets de stockage d\u2019\u00e9nergie peuvent vendre des services auxiliaires sans participer directement aux march\u00e9s r\u00e9glement\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie. De toute \u00e9vidence, l\u2019ordonnance 841 de la FERC a donn\u00e9 le feu vert aux \u00c9tats pour qu\u2019ils s\u2019engagent et encouragent le stockage de l\u2019\u00e9nergie, mais ce sont les \u00c9tats eux-m\u00eames qui devront mener cette initiative jusqu\u2019au bout.<\/p>\n

De l\u2019avenir des demandes de propositions<\/strong><\/p>\n

En raison des divers objectifs et politiques des \u00c9tats favorables au stockage de l\u2019\u00e9nergie que nous avons d\u00e9crits, nous nous attendons \u00e0 ce que ces \u00c9tats, motiv\u00e9s par des mandats ex\u00e9cutifs et l\u00e9gislatifs, utilisent leur pouvoir discr\u00e9tionnaire accord\u00e9 par la FERC pour int\u00e9grer d\u2019une mani\u00e8re significative le stockage de l\u2019\u00e9nergie dans les demandes de propositions (DP) d\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Les demandes de propositions qui incluaient le stockage de l\u2019\u00e9nergie avant l\u2019ordonnance 841 de la FERC peuvent avoir \u00e9t\u00e9 favorables \u00e0 des dossiers d\u2019appel d\u2019offres qui incluaient le stockage de l\u2019\u00e9nergie mais n\u2019ont pas privil\u00e9gi\u00e9 ou adapt\u00e9 les exigences en fonction de ces derniers.<\/p>\n

Par exemple, la soci\u00e9t\u00e9 d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 SRP de l\u2019Arizona a lanc\u00e9 une demande de propositions plus t\u00f4t cette ann\u00e9e, avant que l\u2019ordonnance 841 de la FERC ne soit publi\u00e9e. L\u2019appel d\u2019offres lanc\u00e9 par SRP invitait \u00e0 soumissionner pour une capacit\u00e9 de 100 MW et pr\u00e9cisait : \u00ab Les propositions comportant une composante de stockage en batterie sont \u00e9galement encourag\u00e9es (pourvu qu\u2019une proposition de rechange sans stockage soit \u00e9galement fournie) \u00bb10<\/sup> et que \u00ab [les soumissions comportant] un projet d\u2019\u00e9nergie renouvelable et une composante de stockage doivent \u00e9galement inclure une soumission distincte sans la composante de stockage \u00bb11<\/sup>. Cette demande de propositions traitait le stockage de l\u2019\u00e9nergie comme un \u00e9l\u00e9ment accessoire et s\u00e9parable des dossiers d\u2019appel d\u2019offres et ne reconnaissait pas les avantages du stockage de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 usages multiples ou autres avantages positifs.<\/p>\n

Il est int\u00e9ressant de noter que l\u2019an dernier, SRP a sign\u00e9 un contrat d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de 20 ans avec NextEra Energy Resources pour le projet solaire photovolta\u00efque de 20 MW du Pinal Central Solar Energy Center, maintenant termin\u00e9, jumel\u00e9 \u00e0 un syst\u00e8me de stockage par batterie lithium-ion de 10 MW (40 MWh). En mai de cette ann\u00e9e, NextEra Energy Resources a conclu un pr\u00eat de 45 millions de dollars accord\u00e9 par d\u2019importantes institutions de financement de projets, Mitsubishi UFJ Financial Group et Mizuho Bank, pour un projet qui repr\u00e9sente le plus grand syst\u00e8me de stockage solaire assorti de stockage en batterie \u00e0 \u00e9chelle industrielle de l\u2019Arizona.<\/p>\n

Une fois que l\u2019ordonnance 841 de la FERC aura \u00e9t\u00e9 mise en \u0153uvre par les OTR et les GRI, nous nous attendons \u00e0 ce que les demandes de propositions soient adapt\u00e9es aux besoins et, tr\u00e8s probablement, qu\u2019elles pr\u00e9voient le stockage d\u2019\u00e9nergie dans le cadre des soumissions. De plus, \u00e0 mesure que les objectifs fix\u00e9s par l\u2019\u00c9tat pour la capacit\u00e9 de stockage de l\u2019\u00e9nergie approchent, les OTR et les GRI peuvent se sentir oblig\u00e9s d\u2019\u00e9mettre des DP qui accordent explicitement la pr\u00e9f\u00e9rence aux dossiers d\u2019appel d\u2019offres qui incorporent de fa\u00e7on substantielle le stockage de l\u2019\u00e9nergie.<\/p>\n

L\u2019\u00e8re du stockage de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est arriv\u00e9e!<\/strong><\/p>\n

L\u2019ann\u00e9e 2018 s\u2019est av\u00e9r\u00e9e \u00eatre une \u00e9tape importante et un point tournant pour le stockage de l\u2019\u00e9nergie aux \u00c9tats-Unis. Un m\u00e9lange parfait de batteries plus abordables et plus fiables et d\u2019objectifs de capacit\u00e9 ambitieux fix\u00e9s par les \u00c9tats, ainsi que l\u2019ordonnance 841 de la FERC, ont cr\u00e9\u00e9 un environnement id\u00e9al pour que le stockage de l\u2019\u00e9nergie croisse rapidement et joue un r\u00f4le essentiel dans la politique \u00e9nerg\u00e9tique nationale. Au fur et \u00e0 mesure que les OTR\/GRI commencent \u00e0 modifier leur approche du stockage de l\u2019\u00e9nergie conform\u00e9ment \u00e0 la directive de la FERC, on peut dire sans risque de se tromper que nous sommes parvenus \u00e0 l\u2019\u00e8re du stockage de l\u2019\u00e9nergie. Des co\u00fbts r\u00e9duits, un d\u00e9ploiement accru et un soutien r\u00e9glementaire toujours plus important rendront le financement de projets de stockage d\u2019\u00e9nergie, en particulier pour le lithium-ion, plus viable \u00e0 l\u2019avenir.<\/p>\n

LE STOCKAGE DE L\u2019\u00c9LECTRICIT\u00c9 AU CANADA : UNE MOSA\u00cfQUE G\u00c9OGRAPHIQUE<\/strong><\/p>\n

Le stockage de l\u2019\u00e9nergie est depuis longtemps essentiel dans certaines r\u00e9gions du Canada. Les riches ressources hydro\u00e9lectriques de la Colombie-Britannique, du Qu\u00e9bec et de la c\u00f4te est, entre autres, ont permis aux installations hydro\u00e9lectriques qui s\u2019y trouvent d\u2019offrir bon nombre des avantages dont on fait grand cas en mati\u00e8re de stockage de l\u2019\u00e9nergie (capacit\u00e9, d\u00e9calage horaire et r\u00e9ponse \u00e0 la demande) simplement \u00ab en desserrant ou en resserrant les robinets \u00bb, si l\u2019on veut. Par cons\u00e9quent, les diff\u00e9rences g\u00e9ographiques ont jou\u00e9 un r\u00f4le important dans la fa\u00e7on dont les diff\u00e9rents r\u00e9seaux \u00e9lectriques se sont d\u00e9velopp\u00e9s au Canada au fil du temps et ces effets se sont largement r\u00e9percut\u00e9s sur le stockage de l\u2019\u00e9nergie.<\/p>\n

Sur le plan de la r\u00e9glementation, le Canada n\u2019a pas d\u2019organisme national de r\u00e9glementation de l\u2019\u00e9nergie comme la FERC des \u00c9tats-Unis (l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie du Canada s\u2019occupe principalement du p\u00e9trole, du gaz naturel ainsi que du transport international et interprovincial), ce qui permettrait une approche commune pour la production et le stockage de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Par cons\u00e9quent, les provinces canadiennes ont souvent plus de liens de pouvoir avec les \u00c9tats am\u00e9ricains au sud qu\u2019avec leurs homologues canadiens sur un axe est-ouest.<\/p>\n

Il n\u2019est peut-\u00eatre pas surprenant que chacune des provinces et chacun des territoires du Canada aborde le stockage de l\u2019\u00e9nergie s\u00e9par\u00e9ment et que les nouvelles technologies de stockage de l\u2019\u00e9nergie (lithium-ion, air comprim\u00e9 et roue thermique), qui ne d\u00e9pendent pas des richesses g\u00e9ographiques, prennent leur essor principalement dans le centre du Canada, particuli\u00e8rement en Ontario et dans une certaine mesure, en Alberta.<\/p>\n

Au moment d\u2019\u00e9crire ces lignes, le stockage de l\u2019\u00e9nergie au Canada est une mosa\u00efque compos\u00e9e de ce qui suit : (i) les march\u00e9s publics; (ii) les possibilit\u00e9s de r\u00e9duction des co\u00fbts derri\u00e8re les compteurs; (iii) la mise en \u0153uvre de services publics et (iv) les solutions de fiabilit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique pour les collectivit\u00e9s \u00e9loign\u00e9es; toutefois, compte tenu de la trajectoire r\u00e9cente, le Canada devrait \u00eatre un march\u00e9 de 1,1 GW\/2,5 GWh en 2022.<\/p>\n

Approvisionnement\/\u00e9valuation par les organismes gouvernementaux<\/strong><\/p>\n

En Ontario, la Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (SIERE) a entrepris des processus concurrentiels qui ont men\u00e9 \u00e0 l\u2019acquisition de plus de 20 projets de stockage depuis 2012 et qui se traduiront par une capacit\u00e9 d\u2019environ 50 MW lorsqu\u2019ils seront enti\u00e8rement install\u00e9s et mis en service.\u00a0Le cadre d\u2019approvisionnement actuel refl\u00e8te une approche en deux phases, la phase 1 \u00e9tant ax\u00e9e sur la capacit\u00e9 de stockage dans le cadre d\u2019une s\u00e9rie de services auxiliaires qui favorisent la fiabilit\u00e9 du r\u00e9seau et la phase 2 \u00e9tant con\u00e7ue pour aborder des questions telles que la fa\u00e7on dont le stockage peut r\u00e9pondre aux besoins futurs du r\u00e9seau, permettre le report des investissements de transport et am\u00e9liorer la valeur de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable12<\/sup>. De plus, la SIERE lance r\u00e9guli\u00e8rement des appels d\u2019offres pour la r\u00e9gulation des fr\u00e9quences et la r\u00e9ponse \u00e0 la demande, dans le cadre desquels les promoteurs du stockage de l\u2019\u00e9nergie sont de plus en plus concurrentiels.<\/p>\n

Ces achats, qui sont en grande partie le r\u00e9sultat des efforts de sensibilisation et de d\u00e9fense des int\u00e9r\u00eats de l\u2019industrie du stockage de l\u2019\u00e9nergie (repr\u00e9sent\u00e9e par Energy Storage Canada), ont permis de cr\u00e9er une base solide pour mettre \u00e0 l\u2019essai diverses technologies et les services de stockage de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du r\u00e9seau ou des services publics, tout en \u00e9vitant les incitatifs et subventions publics sur lesquels une partie importante de l\u2019industrie canadienne des \u00e9nergies renouvelables compte et qui sont soumis aux vents politiques (le nouveau gouvernement ontarien a aboli ou abrog\u00e9 plusieurs programmes et r\u00e8glements sur les \u00e9nergies renouvelables du gouvernement pr\u00e9c\u00e9dent).<\/p>\n

Sur le plan de la r\u00e9glementation, le Plan \u00e9nerg\u00e9tique \u00e0 long terme (PELT)13<\/sup> de l\u2019Ontario pour 2017 a reconnu la n\u00e9cessit\u00e9 d\u2019\u00e9liminer les obstacles r\u00e9glementaires aux technologies de stockage. Par cons\u00e9quent, la SIERE a cr\u00e9\u00e9 le groupe consultatif sur le stockage de l\u2019\u00e9nergie en avril 2018 afin d\u2019identifier les obstacles potentiels \u00e0 une concurrence \u00e9quitable en mati\u00e8re de stockage de l\u2019\u00e9nergie et de traiter les questions et les possibilit\u00e9s li\u00e9es au march\u00e9. Parall\u00e8lement, la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario <\/em>(CEO) a publi\u00e9 un plan de mise en \u0153uvre qui vise, entre autres, \u00e0 faciliter le d\u00e9veloppement des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques distribu\u00e9es (y compris les projets de stockage).<\/p>\n

De plus, la SIERE a conclu que les technologies de stockage de l\u2019\u00e9nergie peuvent \u00eatre utilis\u00e9es pour fournir certains des services n\u00e9cessaires \u00e0 l\u2019exploitation fiable du r\u00e9seau \u00e9lectrique (par exemple les services de r\u00e9gulation, le contr\u00f4le de la tension et la r\u00e9serve de fonctionnement). Le stockage de l\u2019\u00e9nergie pourrait \u00e9galement contribuer \u00e0 am\u00e9liorer l\u2019utilisation des actifs de transport et de distribution existants en reportant certains co\u00fbts associ\u00e9s \u00e0 leur modernisation ou \u00e0 leur remise \u00e0 neuf, ainsi qu\u2019\u00e0 am\u00e9liorer la qualit\u00e9 de l\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9 dans certains secteurs du r\u00e9seau en contr\u00f4lant les tensions locales. La SIERE a en outre sugg\u00e9r\u00e9 que, pour exploiter pleinement le potentiel du stockage de l\u2019\u00e9nergie, les promoteurs devraient cibler les secteurs du syst\u00e8me o\u00f9 ils peuvent fournir de multiples services au r\u00e9seau contr\u00f4l\u00e9 par la SIERE, aux march\u00e9s administr\u00e9s par la SIERE et aux participants locaux au march\u00e9.<\/p>\n

En Alberta, l\u2019Alberta Electric System Operator (AESO) \u00e9tudie la valeur du stockage de l\u2019\u00e9nergie depuis 2012, ann\u00e9e o\u00f9 il a commenc\u00e9 \u00e0 examiner officiellement les technologies de stockage en fonction des r\u00e8gles du march\u00e9 et des normes techniques. Plus r\u00e9cemment, en mai 2018, l\u2019AESO a termin\u00e9 une \u00e9valuation de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable pouvant \u00eatre r\u00e9partie et du stockage de l\u2019\u00e9nergie dans le contexte des exigences de fiabilit\u00e9 du r\u00e9seau et de la transition de l\u2019Alberta vers une production renouvelable de 30 % d\u2019ici 2030 et a conclu que les applications \u00e0 faible consommation et de courte dur\u00e9e, comme les batteries lithium-ion, pourraient \u00eatre en mesure de livrer une concurrence rentable (principalement sur le march\u00e9 des services accessoires), pourvu que certaines r\u00e8gles du march\u00e9 et questions tarifaires soient trait\u00e9es. Dans le cadre du plan de l\u2019AESO visant \u00e0 mettre en place un march\u00e9 de capacit\u00e9 sur trois ans d\u2019ici 2021, la capacit\u00e9 de stockage d\u2019\u00e9nergie qui r\u00e9pond aux exigences minimales de rejet sera admissible \u00e0 la participation au march\u00e9.<\/p>\n

Solutions de stockage derri\u00e8re le compteur<\/strong><\/p>\n

Les solutions de production et\/ou de stockage derri\u00e8re les compteurs ont toujours \u00e9t\u00e9 utilis\u00e9es pour d\u00e9caler l\u2019utilisation de l\u2019\u00e9nergie afin de profiter de fen\u00eatres de march\u00e9 moins ch\u00e8res et d\u2019offrir une fiabilit\u00e9 accrue dans les r\u00e9gions o\u00f9 cela repr\u00e9sentait un d\u00e9fi pour le r\u00e9seau \u00e9lectrique local. En Ontario, le tout a pris une nouvelle tournure gr\u00e2ce \u00e0 l\u2019Initiative d\u2019\u00e9conomies d\u2019\u00e9nergie en milieu industriel (IEEMI)14<\/sup>, qui r\u00e9compense certains utilisateurs pour avoir r\u00e9duit leur demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pendant les p\u00e9riodes de pointe et la fa\u00e7on dont les co\u00fbts et redevances inh\u00e9rents et historiques du syst\u00e8me (le \u00ab rajustement global <\/strong>\u00bb) (comme expliqu\u00e9 plus en d\u00e9tail ci-dessous) sont r\u00e9partis entre les utilisateurs. Le rajustement global vise \u00e0 r\u00e9gler le probl\u00e8me de l\u2019\u00ab argent manquant \u00bb (c.-\u00e0-d. l\u2019insuffisance des recettes commerciales pour couvrir certains co\u00fbts fixes de capacit\u00e9) en recouvrant la diff\u00e9rence entre le co\u00fbt total du contrat et la valeur marchande de certaines productions sous contrat. Une baisse du prix du march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 entra\u00eene une augmentation du rajustement global, et vice versa. Au fil des ans, les co\u00fbts du rajustement global de l\u2019Ontario ont augment\u00e9 consid\u00e9rablement, passant de 700 millions de dollars en 2006 (8 % des co\u00fbts totaux d\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9) \u00e0 11,9 milliards de dollars en 2017 (plus de 80 % des co\u00fbts totaux d\u2019approvisionnement en \u00e9lectricit\u00e9).<\/p>\n

En vertu de l\u2019IEEMI, l\u2019attribution du rajustement global \u00e0 certains grands consommateurs industriels (c.-\u00e0-d. la cat\u00e9gorie A) est d\u00e9termin\u00e9e par leur contribution respective aux cinq principales heures de pointe de la province au cours d\u2019une p\u00e9riode de douze mois, tandis que les autres co\u00fbts du rajustement global sont transf\u00e9r\u00e9s aux autres consommateurs (c.-\u00e0-d. la cat\u00e9gorie B) en fonction de leur consommation \u00e9nerg\u00e9tique. Afin de minimiser les frais d\u2019ajustement global, qui peuvent d\u00e9passer de loin les co\u00fbts de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 dans certains cas, les consommateurs de la cat\u00e9gorie A sont incit\u00e9s \u00e0 d\u00e9placer leur consommation des heures de pointe (ou de ce qu\u2019ils pr\u00e9voient \u00eatre les heures de pointe) en r\u00e9duisant la production ou en installant un syst\u00e8me d\u2019approvisionnement sur place (y compris le stockage d\u2019\u00e9nergie). Par cons\u00e9quent, l\u2019Ontario a connu une certaine \u00ab ru\u00e9e vers l\u2019or \u00bb derri\u00e8re le compteur, un certain nombre d\u2019acteurs locaux et internationaux du stockage de l\u2019\u00e9nergie poursuivant les utilisateurs commerciaux et industriels ayant les d\u00e9penses de rajustement global les plus \u00e9lev\u00e9es. Quelques exemples accessibles au public sont pr\u00e9sent\u00e9s ci-dessous15<\/sup>.<\/p>\n

Utilisation de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 stock\u00e9e par les services publics d\u2019\u00e9lectricit\u00e9<\/strong><\/p>\n

Ind\u00e9pendamment du processus d\u2019approvisionnement provincial, un certain nombre de services publics de l\u2019Ontario mettent \u00e0 l\u2019essai et \u00e9valuent diff\u00e9rentes technologies de stockage pour diverses utilisations. Leur exp\u00e9rience \u00e0 ce jour sugg\u00e8re que les technologies de stockage ont le potentiel de devenir des outils int\u00e9gr\u00e9s pour g\u00e9rer les charges de pointe, r\u00e9guler la fr\u00e9quence de la tension, assurer la fiabilit\u00e9 de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable et cr\u00e9er un syst\u00e8me de transport et de distribution plus souple. Un certain nombre de services publics ont \u00e9galement propos\u00e9 que les co\u00fbts connexes fassent partie de la base tarifaire. Pour les clients, le stockage de l\u2019\u00e9nergie pourrait \u00eatre un outil utile pour r\u00e9duire les co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 la demande d\u2019\u00e9nergie de pointe.<\/p>\n

Par exemple, Toronto Hydro a travaill\u00e9 avec ses partenaires, pour entre autres choses : (i) analyser les avantages du stockage de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019air comprim\u00e9 sous l\u2019eau pour le r\u00e9seau \u00e9lectrique en r\u00e9alisant un projet pilote ax\u00e9 sur la capacit\u00e9 de la technologie \u00e0 fournir de l\u2019\u00e9nergie de r\u00e9serve, \u00e0 d\u00e9placer la charge et \u00e0 att\u00e9nuer la congestion du transport et de la distribution et (ii) \u00e9laborer une solution sur poteau pour stocker l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pendant les heures hors pointe et lib\u00e9rer de l\u2019\u00e9nergie afin d\u2019am\u00e9liorer la fiabilit\u00e9 en r\u00e9pondant automatiquement aux donn\u00e9es du compteur intelligent. Les avantages attendus du syst\u00e8me comprennent l\u2019\u00e9cr\u00eatage de pointe, le report des mises \u00e0 niveau de l\u2019infrastructure, ainsi qu\u2019une fiabilit\u00e9 et une souplesse op\u00e9rationnelle accrues.<\/p>\n

De m\u00eame, Hydro One Networks a exploit\u00e9 un syst\u00e8me de roues thermiques \u00e0 Clear Creek, en Ontario, pour r\u00e9guler les grandes variations de tension caus\u00e9es par un parc \u00e9olien de 20 MW et Oshawa Power et ses partenaires ont \u00e9labor\u00e9 un projet pilote pour permettre aux maisons de la ville d\u2019Oshawa d\u2019utiliser l\u2019\u00e9nergie solaire \u00e0 domicile et de la stocker en utilisant une batterie lithium-ion pour d\u00e9placer la demande \u00e9nerg\u00e9tique des p\u00e9riodes de pointe aux heures creuses et en p\u00e9riode de panne de courant.<\/p>\n

En Alberta, l\u2019Alberta Utilities Commission <\/em>(AUC) a approuv\u00e9 une proposition de Turning Point Generation16<\/sup> visant la construction et l\u2019exploitation du projet de stockage d\u2019\u00e9nergie hydro\u00e9lectrique par pompage de Canyon Creek. Le projet utilisera l\u2019accumulation d\u2019\u00e9nergie hydro\u00e9lectrique par pompage. Lorsque les besoins en \u00e9lectricit\u00e9 sont faibles, l\u2019eau est pomp\u00e9e d\u2019un r\u00e9servoir inf\u00e9rieur \u00e0 un r\u00e9servoir sup\u00e9rieur. Lorsqu\u2019on a besoin d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, par exemple pendant les p\u00e9riodes de pointe ou les p\u00e9riodes de vent faible pour alimenter les parcs \u00e9oliens du sud de l\u2019Alberta, l\u2019eau pourrait retourner dans le r\u00e9servoir inf\u00e9rieur et entra\u00eener les turbines pour produire de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

Stockage de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9, production d\u00e9centralis\u00e9e et collectivit\u00e9s \u00e9loign\u00e9es<\/strong><\/p>\n

En tant que sources de production d\u00e9centralis\u00e9es, les d\u00e9ploiements de stockage de l\u2019\u00e9nergie peuvent am\u00e9liorer la suffisance de l\u2019approvisionnement et r\u00e9pondre aux impr\u00e9vus. Par exemple, dans un sc\u00e9nario d\u2019\u00eelotage (bon nombre des collectivit\u00e9s nordiques \u00e9loign\u00e9es du Canada sont en fait des \u00ab \u00eeles \u00bb), le stockage en batterie peut r\u00e9agir rapidement pour maintenir l\u2019alimentation \u00e9lectrique lorsqu\u2019une partie du syst\u00e8me est d\u00e9branch\u00e9e du r\u00e9seau principal en raison d\u2019une panne planifi\u00e9e ou non planifi\u00e9e. De plus, lorsque l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 stock\u00e9e est inject\u00e9e dans le r\u00e9seau en p\u00e9riode de forte demande, la charge de pointe du r\u00e9seau (qui sous-tend les principaux crit\u00e8res de planification utilis\u00e9s par les ing\u00e9nieurs des r\u00e9seaux de transport et de distribution) est r\u00e9duite, ce qui r\u00e9duit la charge sur les composants critiques des postes. Cela pourrait prolonger la dur\u00e9e de vie utile des actifs connexes ou reporter la n\u00e9cessit\u00e9 de moderniser les immobilisations, ce qui serait autrement n\u00e9cessaire plus t\u00f4t pour r\u00e9pondre \u00e0 la demande de pointe pr\u00e9vue.<\/p>\n

Un exemple r\u00e9ussi d\u2019utilisation du stockage de l\u2019\u00e9nergie \u00e0 des fins de production d\u00e9centralis\u00e9e (et un pr\u00e9c\u00e9dent positif qui montre que le stockage de l\u2019\u00e9nergie non hydro\u00e9lectrique peut encore avoir sa place dans des endroits riches en ressources hydro\u00e9lectriques) est le groupe de batteries de 1 MW de BC Hydro, qui est situ\u00e9 dans deux collectivit\u00e9s montagneuses \u00e9loign\u00e9es de la Colombie-Britannique pour stocker de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 provenant de sources renouvelables.<\/p>\n

Jusqu\u2019en 2013, les deux communaut\u00e9s de haute montagne de Golden et Field, dans la r\u00e9gion de East Kootenay, en Colombie-Britannique, avaient connu d\u2019importants probl\u00e8mes de fiabilit\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9. Les deux villes sont aliment\u00e9es 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 d\u00e9but de 2010, les pr\u00e9visions de charge pour la capacit\u00e9 pr\u00e9vue de la sous-station seront d\u00e9pass\u00e9es d\u2019ici le pic hivernal de 2013-2014. De plus, la ville de Field, situ\u00e9e \u00e0 environ 50 km \u00e0 l\u2019est de Golden, est aliment\u00e9e par un seul branchement de 25 kV de Golden. Cette ligne de distribution subit des pannes fr\u00e9quentes et prolong\u00e9es en raison de l\u2019environnement fortement bois\u00e9 et des conditions froides et enneig\u00e9es du parc national Yoho, dans lequel est situ\u00e9e la ville de Field. Le ravitailleur ne suit pas toujours la route et le terrain accident\u00e9 rend particuli\u00e8rement difficile la localisation des pannes et le r\u00e9tablissement de l\u2019alimentation \u00e9lectrique pour les \u00e9quipes. BC Hydro s\u2019est associ\u00e9e \u00e0 Ressources naturelles Canada pour installer un syst\u00e8me de stockage sur batterie dans les zones probl\u00e9matiques, ce qui permettrait de r\u00e9gler ces probl\u00e8mes et de reporter de deux ans le co\u00fbt de la modernisation des transformateurs \u00e0 la sous-station. Depuis son d\u00e9ploiement en 2013, le syst\u00e8me de batterie a permis d\u2019alimenter la charge de la zone pendant sept heures et de r\u00e9duire la charge du syst\u00e8me pendant les p\u00e9riodes de pointe.<\/p>\n

De plus, de nombreuses collectivit\u00e9s autochtones du Grand Nord canadien consid\u00e8rent les avantages de la production d\u2019\u00e9nergie renouvelable jumel\u00e9e au stockage de l\u2019\u00e9nergie comme un moyen de r\u00e9duire l\u2019utilisation de g\u00e9n\u00e9ratrices diesel, dont le carburant est livr\u00e9 par voie a\u00e9rienne, ce qui entra\u00eene (i) des co\u00fbts \u00e9lev\u00e9s et (ii) une fiabilit\u00e9 r\u00e9duite du r\u00e9seau (en raison des pannes).<\/p>\n

CONCLUSION<\/strong><\/p>\n

Le stockage de l\u2019\u00e9nergie peut jouer un r\u00f4le important dans l\u2019optimisation et la modernisation du r\u00e9seau \u00e9lectrique. Les co\u00fbts des prix des syst\u00e8mes de stockage de l\u2019\u00e9nergie (en particulier les batteries) ont consid\u00e9rablement diminu\u00e9 au cours des deux derni\u00e8res d\u00e9cennies. La tendance \u00e0 la baisse des co\u00fbts devrait se poursuivre (quoique \u00e0 un rythme plus lent) dans un avenir pr\u00e9visible. La perspective d\u2019une baisse des exigences en mati\u00e8re d\u2019investissement en capital, conjugu\u00e9e \u00e0 l\u2019att\u00e9nuation possible des obstacles r\u00e9glementaires et commerciaux, ainsi qu\u2019\u00e0 la myriade de fiabilit\u00e9 et d\u2019avantages pour les clients que le stockage de l\u2019\u00e9nergie peut offrir, fait en sorte que l\u2019on mise beaucoup sur le stockage de l\u2019\u00e9nergie comme l\u2019\u00e9l\u00e9ment cl\u00e9 qui manque \u00e0 un r\u00e9seau \u00e9lectrique \u00e0 dominance renouvelable, moderne et efficace (r\u00e9seau 2.0).<\/p>\n

Toutefois, outre les progr\u00e8s r\u00e9alis\u00e9s \u00e0 ce jour, l\u2019int\u00e9gration efficace des syst\u00e8mes de stockage \u00e0 l\u2019\u00e9chelle des services publics exigera que les r\u00e9gulateurs, les services publics et l\u2019industrie collaborent pour surmonter les obstacles et les limites qui subsistent, notamment les obstacles techniques \u00e0 la participation au march\u00e9 par les ressources de stockage et les r\u00e8gles peu claires concernant le traitement des biens non classiques qui sont \u00e0 la fois une charge et une ressource. Ce sont les d\u00e9tails qui poseront probl\u00e8me car les services publics porteront la question devant les organismes de r\u00e9glementation dans le cadre des proc\u00e9dures relatives aux tarifs, qui se d\u00e9roulent en temps r\u00e9el.<\/p>\n

Compte tenu des tendances actuelles, le march\u00e9 canadien du stockage de l\u2019\u00e9nergie devrait cro\u00eetre de 35 % par ann\u00e9e au cours de chacune des quatre prochaines ann\u00e9es. Si l\u2019on inclut le stockage par pompage (le projet Sir Adam Beck de 174 MW d\u2019Ontario Power Generation et le projet Marmora propos\u00e9 par Northland Power d\u2019environ 600 MW), la situation devient encore plus favorable. Au fur et \u00e0 mesure que les progr\u00e8s sur de multiples fronts commencent \u00e0 se conjuguer (y compris l\u2019\u00e9volution des technologies, l\u2019\u00e9limination des obstacles r\u00e9glementaires et commerciaux, la progression des mod\u00e8les de r\u00e9partition des co\u00fbts et de gestion des services publics, ainsi que la r\u00e9duction continue des besoins en capitaux), il se peut que la meilleure fa\u00e7on de progresser dans le stockage d\u2019\u00e9nergie au Canada consiste \u00e0 envisager les choses avec un optimisme \u00e9quilibr\u00e9 et r\u00e9aliste.<\/p>\n

* Paul Kraske est associ\u00e9 au bureau de Washington DC de Skadden Arps, Slate, Meagher & Flom.<\/p>\n

** Milosz Zemanek est associ\u00e9 au bureau de Toronto de Torys LLP, chef du groupe du stockage de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019entreprise et pr\u00e9sident du conseil d\u2019administration d\u2019Energy Storage Canada.<\/p>\n

*** Henry Ren et Tim Pavlov sont associ\u00e9s en \u00e9nergie chez Torys LLP.<\/p>\n

    \n
  1. \u00a0David Schmitt et Glenn Sanford, \u00ab Le stockage de l\u2019\u00e9nergie : pouvons-nous bien faire les choses? \u00bb (2018) 32 Energy LJ 447, en ligne : <https:\/\/www.eba-net.org\/assets\/1\/6\/20-447-502-Schmitt_[FINAL].pdf<\/a>>.<\/li>\n
  2. \u00a0La section des \u00c9tats-Unis de l\u2019article sur le stockage de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est une republication : Paul Kraske \u201cElectricity storage in the United States: Are We There Yet?\u2019\u2019, en ligne : (22 juin 2018) Skadden <https:\/\/www.skadden.com\/insights\/publications\/2018\/06\/energy-storage-are-we-there-yet<\/a>>.<\/li>\n
  3. \u00a0Ordonnance no 841, Electric Storage Participation in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators, <\/em>162 FERC 61,127, 83 Fed Reg 9,580 (2018) (codifier \u00e0 18 CFR \u00a7 35) [ci-apr\u00e8s ordonnance no<\/sup> 841].<\/li>\n
  4. \u00a0U.S. Department of Energy, \u00ab U.S. Battery Storage Market Trends \u00bb, mai 2018, en ligne : <https:\/\/www.eia.gov\/analysis\/studies\/electricity\/batterystorage\/pdf\/battery_storage.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  5. \u00a0Ibid<\/em> \u00e0 la p 4.<\/li>\n
  6. \u00a0Minist\u00e8re des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques du Massachusetts, \u00ab \u00c9tat de la responsabilit\u00e9 : Massachusetts Energy Storage Initiative Study\u2019 \u00bb, en ligne : <http:\/\/www.mass.gov\/eea\/docs\/doer\/state-of-charge-report.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  7. \u00a0Supra<\/em> note 2 \u00e0 la p i.<\/li>\n
  8. \u00a0Ibid<\/em>.<\/li>\n
  9. \u00a0Ibid<\/em> \u00e0 la p 222.<\/li>\n
  10. \u00a0Ibid<\/em> \u00e0 la p 207.<\/li>\n
  11. \u00a0Ibid<\/em> aux pp 85-86.<\/li>\n
  12. \u00a0Voir Approvisionnement en stockage d\u2019\u00e9nergie (phases 1 et 2), en ligne : <http:\/\/www.ieso.ca\/sector-participants\/energy-procurement-programs-and-contracts\/energy-storage<\/a>>.<\/li>\n
  13. \u00a0Voir en ligne : <https:\/\/news.ontario.ca\/mndmf\/en\/2017\/10\/2017-long-term-energy-plan.html<\/a>>.<\/li>\n
  14. \u00a0Comit\u00e9 de surveillance du march\u00e9, \u00ab L\u2019initiative d\u2019\u00e9conomies d\u2019\u00e9nergie en milieu industriel : \u00e9valuation de son incidence et des solutions de rechange \u00e9ventuelles \u00bb, (d\u00e9cembre 2018), en ligne : <https:\/\/www.oeb.ca\/sites\/default\/files\/msp-ICI-report-20181218.pdf<\/a>>.<\/li>\n
  15. \u00a0En novembre 2017, Convergent Energy + Power a annonc\u00e9 l\u2019ach\u00e8vement d\u2019un projet de stockage d\u2019\u00e9nergie de 8,5 MWh pour Husky Injection Molding Systems Ltd. \u00e0 Bolton, en Ontario. Le projet est bas\u00e9 sur le syst\u00e8me de batteries au lithium GridStar de Lockheed Martin Energy. En avril 2018, la division des services \u00e9nerg\u00e9tiques du Groupe Enel, Enel X, par l\u2019entremise de sa filiale am\u00e9ricaine EnerNOC, Inc. a annonc\u00e9 la conclusion d\u2019une entente avec Algoma Orchards en vue de d\u00e9ployer un syst\u00e8me de stockage de batteries au lithium-ion de 1 MWh, dans le but de r\u00e9duire le rajustement global et de renforcer la participation au programme de r\u00e9ponse de la SIERE. En juin 2018, NRStor et IHI Energy Storage ont conclu un protocole d\u2019entente en vue de la livraison par IHI de 42 MWh de solutions de batteries au lithium-ion derri\u00e8re le compteur pour huit des clients commerciaux et industriels de NRStor en Ontario. Ces projets de stockage devraient \u00eatre op\u00e9rationnels en 2019. En juillet 2018, Enel X a annonc\u00e9 la conclusion d\u2019une entente avec Amhil North America, une entreprise d\u2019emballage pour l\u2019industrie des services alimentaires, en vue de d\u00e9ployer un syst\u00e8me de stockage d\u2019\u00e9nergie lithium-ion de 4,7 MWh \u00e0 l\u2019installation d\u2019Amhil \u00e0 Mississauga. Tout comme le projet d\u2019Algoma Orchards, le projet d\u2019Amhil r\u00e9duira la demande de pointe et am\u00e9liorera la participation \u00e0 la r\u00e9ponse \u00e0 la demande.<\/li>\n
  16. \u00a0Voir en ligne : <https:\/\/turningpointgeneration.ca\/the-canyon-creek-project<\/a>>.<\/li>\n<\/ol>\n

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