{"id":5402,"date":"2025-04-17T16:00:30","date_gmt":"2025-04-17T16:00:30","guid":{"rendered":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/?p=5402"},"modified":"2025-04-17T16:00:30","modified_gmt":"2025-04-17T16:00:30","slug":"chasing-the-wind-the-value-of-wind-generation-in-a-low-emission-nuclear-and-hydro-dominant-grid-the-case-of-ontario","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/fr\/articles\/chasing-the-wind-the-value-of-wind-generation-in-a-low-emission-nuclear-and-hydro-dominant-grid-the-case-of-ontario","title":{"rendered":"Le vent\u00a0tourne-t-il ? Valeur de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne dans un r\u00e9seau domin\u00e9 par l\u2019\u00e9nergie nucl\u00e9aire et hydro\u00e9lectrique \u00e0 faibles \u00e9missions \u2013 le cas de l\u2019Ontario[1]<\/sup><\/a>"},"content":{"rendered":"

INTRODUCTION<\/strong><\/p>\n

Le pr\u00e9sent article traite de l\u2019\u00e9valuation des co\u00fbts et des avantages rattach\u00e9s \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne en Ontario (Canada) pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, ainsi que d\u2019une analyse sur une base prospective pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030. Notre travail est fond\u00e9 sur des \u00e9tudes \u00e9conomiques bien \u00e9tablies au sujet de l\u2019interaction de la source d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne avec d\u2019autres sources d\u2019\u00e9nergie dans divers r\u00e9seaux, et les co\u00fbts-avantages correspondants[2]<\/a><\/sup>. Ces \u00e9tudes donnent \u00e0 penser que les co\u00fbts-avantages rattach\u00e9s \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne, sur les plans social et climatique, sont intimement li\u00e9s au r\u00e9seau particulier en cause. Ainsi, plus le prix de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne sur le r\u00e9seau est bas et plus l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne modifie la production \u00e0 \u00e9missions \u00e9lev\u00e9es, plus la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne entra\u00eenera des retomb\u00e9es positives sur les plans social et climatique; et inversement. Pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, nous constatons que le co\u00fbt net n\u00e9gatif de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne est important en raison des prix relativement \u00e9lev\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne en Ontario et de la faible compensation des \u00e9missions que permet la production \u00e9olienne.<\/p>\n

Le deuxi\u00e8me chapitre de Chasing the Wind: The value of wind generation in a low-emission nuclear and hydro-dominant grid<\/em> \u2013 the case of Ontario<\/em> pr\u00e9sente un r\u00e9sum\u00e9 de la politique de mise en \u0153uvre de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne de l\u2019Ontario et porte sur la fa\u00e7on dont elle a entra\u00een\u00e9 un prix moyen relativement \u00e9lev\u00e9 de 151\u00a0$\/MWh dans cette province au cours de la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023. Nous passons ensuite en revue le profil \u00e9olien saisonnier de l\u2019Ontario et examinons en quoi il est susceptible d\u2019interagir avec le bouquet actuel de sources de production et l\u2019intensit\u00e9 des \u00e9missions. Dans le troisi\u00e8me chapitre, on pr\u00e9sente les r\u00e9sultats de l\u2019analyse de r\u00e9gression de l\u2019interaction de la production \u00e9olienne avec d\u2019autres technologies de production. Nous appliquons les r\u00e9sultats de la r\u00e9gression \u00e0 une analyse co\u00fbts-avantages de la production \u00e9olienne et constatons que les co\u00fbts sont largement sup\u00e9rieurs aux avantages pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023. Nous effectuons \u00e9galement une analyse prospective des co\u00fbts et des avantages pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030, puis calculons un \u00ab\u00a0seuil d\u2019\u00e9quilibre\u00a0\u00bb des co\u00fbts et avantages de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne chiffr\u00e9 au prix de 46\u00a0$\/MWh. Le quatri\u00e8me chapitre traite de la politique, et la conclusion se trouve au cinqui\u00e8me chapitre.<\/p>\n

L\u2019\u00c9NERGIE \u00c9OLIENNE DANS LE SECTEUR DE L\u2019\u00c9LECTRICIT\u00c9 EN ONTARIO<\/strong><\/p>\n

La capacit\u00e9 \u00e9olienne install\u00e9e de l\u2019Ontario de 5,5\u00a0GW[3]<\/a><\/sup> a largement \u00e9volu\u00e9 au sein d\u2019un secteur de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 unique en Am\u00e9rique du Nord, caract\u00e9ris\u00e9 par un m\u00e9canisme restructur\u00e9 \u00e0 acheteur unique reposant sur des contrats sur diff\u00e9rence (\u00ab\u00a0CsD\u00a0\u00bb) \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du r\u00e9seau, des revenus majoritairement hors march\u00e9 et des subventions \u00e9lev\u00e9es[4]<\/a><\/sup>.<\/p>\n

En pr\u00e9vision de l\u2019ouverture du march\u00e9 en mai\u00a02002, Ontario Hydro a \u00e9t\u00e9 divis\u00e9 en plusieurs entit\u00e9s. En 2005, le nouveau gouvernement a \u00e9tabli le mod\u00e8le \u00e0 acheteur unique pour la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 en Ontario en cr\u00e9ant l\u2019Office de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de l\u2019Ontario (\u00ab\u00a0OEO\u00a0\u00bb). Celui-ci est responsable de la passation de march\u00e9s aupr\u00e8s de producteurs existants et nouveaux qui n\u2019\u00e9taient pas autrement r\u00e8glement\u00e9s par la Commission de l\u2019\u00e9nergie de l\u2019Ontario (\u00ab\u00a0CEO\u00a0\u00bb). En fait, pratiquement toutes les ressources \u00e9oliennes de l\u2019Ontario ont \u00e9t\u00e9 achet\u00e9es centralement par le gouvernement. Pour lier l\u2019\u00e9l\u00e9ment administratif de l\u2019OEO \u00e0 l\u2019\u00e9l\u00e9ment concurrentiel de la Soci\u00e9t\u00e9 ind\u00e9pendante d\u2019exploitation du r\u00e9seau d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (\u00ab\u00a0SIERE\u00a0\u00bb), le gouvernement a mis en place un m\u00e9canisme de CsD \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du secteur en 2005. Les entit\u00e9s productrices devaient recevoir des revenus du march\u00e9 fond\u00e9s sur le prix horaire de l\u2019\u00e9nergie en Ontario (\u00ab\u00a0PHEO\u00a0\u00bb), auxquels s\u2019ajouteraient des paiements hors march\u00e9 de CsD \u00e9quivalant \u00e0 la diff\u00e9rence entre leur \u00ab\u00a0prix d\u2019exercice\u00a0\u00bb individuel (fix\u00e9 par r\u00e8glement ou contrat) et le PHEO. Ces paiements de type CsD sont financ\u00e9s par le m\u00e9canisme de rajustement global (\u00ab\u00a0RG\u00a0\u00bb), qui a g\u00e9n\u00e9ralement \u00e9t\u00e9 enti\u00e8rement recouvr\u00e9 au moyen des tarifs.<\/p>\n

Le premier parc \u00e9olien commercial de l\u2019Ontario est entr\u00e9 en service en 2002, mais ce n\u2019est qu\u2019en 2004, lorsque le gouvernement a mis en \u0153uvre l\u2019initiative d\u2019approvisionnement en \u00e9nergie renouvelable (\u00ab\u00a0AER\u00a0\u00bb), que la production \u00e9olienne a pris son envol en Ontario. D\u2019autres it\u00e9rations de l\u2019initiative ont eu lieu en 2005 (\u00ab\u00a0AER II\u00a0\u00bb) et en 2007 (\u00ab\u00a0AER III\u00a0\u00bb), puis le Programme d\u2019offre standard en mati\u00e8re d\u2019\u00e9nergie renouvelable (\u00ab\u00a0POSER\u00a0\u00bb) a vu le jour en 2006. Pour acc\u00e9l\u00e9rer la mise en \u0153uvre de solutions de production fond\u00e9es sur l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et solaire, le gouvernement a adopt\u00e9 la Loi sur l\u2019\u00e9nergie verte et l\u2019\u00e9conomie verte<\/em>[5]<\/sup><\/a> (\u00ab\u00a0LEVEV\u00a0\u00bb<\/em>) en 2009, qui sera plus tard renomm\u00e9e la Loi sur l\u2019\u00e9nergie verte<\/em>[6]<\/sup><\/a>, avant d\u2019\u00eatre abrog\u00e9e en 2018. Inspir\u00e9es des textes l\u00e9gislatifs en la mati\u00e8re de l\u2019Allemagne, ses dispositions cl\u00e9s comprenaient le d\u00e9ploiement de l\u2019approche standard d\u2019offre de tarifs de rachat garantis (\u00ab\u00a0TRG\u00a0\u00bb) aux fins de l\u2019approvisionnement afin que les projets \u00e9oliens soient d\u00e9velopp\u00e9s, d\u00e9tenus et exploit\u00e9s sous la forme de producteurs d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 ind\u00e9pendants (\u00ab\u00a0PEI\u00a0\u00bb). Les contrats d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne comportaient g\u00e9n\u00e9ralement des \u00ab\u00a0clauses d\u2019indexation\u00a0\u00bb qui pr\u00e9voyaient d\u2019augmenter le taux d\u2019un cinqui\u00e8me du taux d\u2019inflation. Le prix contractuel moyen de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne pour la p\u00e9riode de 2014 \u00e0 2019 \u00e9tait de 143\u00a0$\/MWh et a augment\u00e9 \u00e0 151\u00a0$\/MWh pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023.<\/p>\n

Les avantages climatiques de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne d\u00e9pendront g\u00e9n\u00e9ralement de son profil particulier, y compris des facteurs de capacit\u00e9 au cours de l\u2019ann\u00e9e, et de la fa\u00e7on dont ils interagissent avec l\u2019\u00e9ventail de sources de production existantes et l\u2019intensit\u00e9 de leurs \u00e9missions. \u00c0 une extr\u00e9mit\u00e9 du spectre, dans un r\u00e9seau \u00e0 \u00e9missions relativement \u00e9lev\u00e9es domin\u00e9 par le charbon ou le p\u00e9trole, par exemple, l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne aura tendance \u00e0 pr\u00e9senter un avantage climatique relativement plus \u00e9lev\u00e9 si elle peut remplacer le charbon ou le p\u00e9trole sur une base de comparaison en MWh. \u00c0 l\u2019autre extr\u00e9mit\u00e9 du spectre, dans un r\u00e9seau \u00e0 \u00e9missions relativement faibles domin\u00e9 par le nucl\u00e9aire ou l\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 produite sans charbon, comme c\u2019est le cas en Ontario, l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne devrait pr\u00e9senter des avantages relativement moindres sur le plan du climat.<\/p>\n

La figure\u00a01 pr\u00e9sente les facteurs de capacit\u00e9 mensuelle moyens de l\u2019\u00c9tat de New York[7]<\/a><\/sup> (NYISO\u00a02024 et ann\u00e9es ant\u00e9rieures), de l\u2019Alberta[8]<\/sup><\/a> et des \u00c9tats des \u00ab\u00a0basses plaines\u00a0\u00bb, tels que d\u00e9finis par la U.S. Energy Information Administration (\u00ab\u00a0EIA\u00a0\u00bb) \u2014 qui englobent le Texas, l\u2019Oklahoma, le Kansas et le Nouveau-Mexique[9]<\/sup><\/a> pour certaines p\u00e9riodes[10]<\/sup><\/a> \u00e0 des fins de comparaison du profil \u00e9olien moyen de l\u2019Ontario pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023. \u00c0 l\u2019exception de l\u2019Alberta, les autres profils de la figure\u00a01 suivent une courbe en forme de \u00ab\u00a0M\u00a0\u00bb, avec des pics vers mars et novembre et un creux prononc\u00e9 en juillet-ao\u00fbt. Les facteurs de capacit\u00e9 mensuelle de l\u2019Ontario sont toujours plus \u00e9lev\u00e9s que ceux de New York, ce qui indique que le profil \u00e9olien de l\u2019Ontario est sup\u00e9rieur. Toutefois, le facteur de capacit\u00e9 \u00e9olienne moyen de 31\u00a0% en Ontario est inf\u00e9rieur \u00e0 celui de l\u2019Alberta (34\u00a0%) et des basses plaines (38\u00a0%). L\u2019Ontario se compare g\u00e9n\u00e9ralement favorablement \u00e0 ces autres r\u00e9gions pendant les p\u00e9riodes de pointe; c\u2019est le creux plus prononc\u00e9 et prolong\u00e9 de l\u2019Ontario durant l\u2019\u00e9t\u00e9 qui fait baisser son facteur de capacit\u00e9 annuelle moyen.<\/p>\n

Figure\u00a01\u00a0: Facteurs de capacit\u00e9 \u00e9olienne moyens pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023[11]<\/a><\/sup>, par mois<\/strong><\/p>\n

\"\"<\/a><\/p>\n

Ce rapport innove en ce que l\u2019analyse de r\u00e9gression et l\u2019analyse co\u00fbts-avantages tiennent compte de cette variation saisonni\u00e8re. En effet, dans les autres sections du rapport, nous utilisons des donn\u00e9es hebdomadaires, de la semaine\u00a01 jusqu\u2019\u00e0 la semaine\u00a052 de l\u2019ann\u00e9e, afin de mieux saisir ce caract\u00e8re saisonnier. Nous constituons une base de donn\u00e9es sur mesure pour les quatre derni\u00e8res ann\u00e9es disponibles, soit 2020 \u00e0 2023, en utilisant des donn\u00e9es accessibles au public.[12]<\/a><\/sup> On se sert de cette base de donn\u00e9es dans le pr\u00e9sent chapitre pour en pr\u00e9senter graphiquement les r\u00e9sultats. Dans le chapitre\u00a03, elle sert de base pour effectuer les analyses de r\u00e9gression et des co\u00fbts-avantages. Cette donn\u00e9e horaire[13]<\/a><\/sup> n\u2019est disponible que pour la capacit\u00e9 de production connect\u00e9e en transmission, qui couvre 92\u00a0% de toute la production (la capacit\u00e9 de production connect\u00e9e en distribution constituant les 8\u00a0% restants), alors que ces ratios pour l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne sont de 89 % et de 11\u00a0% respectivement[14]<\/a><\/sup>.<\/p>\n

La figure\u00a02 illustre la demande horaire moyenne et la production pour les ann\u00e9es de 2020 \u00e0 2023, par semaine de l\u2019ann\u00e9e. Le tableau\u00a01 pr\u00e9sente les moyennes, les \u00e9carts-types et les corr\u00e9lations. La demande en Ontario est caract\u00e9ris\u00e9e par deux creux (semaines\u00a015 \u00e0 20 et semaines\u00a039 \u00e0 43) et deux pics (semaines\u00a027 \u00e0 34 en \u00e9t\u00e9 et un pic hivernal de la semaine\u00a049 au d\u00e9but de l\u2019hiver d\u2019une ann\u00e9e donn\u00e9e jusqu\u2019\u00e0 la semaine\u00a07 vers la fin de l\u2019hiver de l\u2019ann\u00e9e suivante). La p\u00e9riode de pointe estivale est associ\u00e9e \u00e0 une demande plus importante pour la climatisation des espaces int\u00e9rieurs et la p\u00e9riode de pointe hivernale est associ\u00e9e \u00e0 une demande plus \u00e9lev\u00e9e pour le chauffage des espaces int\u00e9rieurs et \u00e0 l\u2019utilisation industrielle.<\/p>\n

Figure\u00a02\u00a0: Demande et production moyennes en Ontario pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, par semaine<\/strong><\/p>\n

\"\"<\/a><\/p>\n

Le tableau\u00a01 montre que la demande moyenne \u00e9tait de 15\u00a0422\u00a0MW et que l\u2019\u00e9cart-type normalis\u00e9 \u00e9tait de 0,08. La production \u00e9olienne a atteint en moyenne 1\u00a0425\u00a0MW avec un \u00e9cart-type normalis\u00e9 de 0,32, tandis que celui-ci \u00e9tait encore plus \u00e9lev\u00e9 \u00e0 0,42 dans le cas du gaz naturel. La production d\u2019\u00e9nergie nucl\u00e9aire[15]<\/a><\/sup> est positivement corr\u00e9l\u00e9e avec la demande ontarienne (coefficient de corr\u00e9lation r = 0,649)[16]<\/a><\/sup>. La production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du gaz naturel est tr\u00e8s fortement corr\u00e9l\u00e9e avec la demande de l\u2019Ontario (r = 0,862), ce qui refl\u00e8te sa fonction de ressource en p\u00e9riode de pointe. En revanche, la production \u00e9olienne n\u2019est pas corr\u00e9l\u00e9e avec la demande de l\u2019Ontario (r = 0,047). Le tableau\u00a01 d\u00e9montre une corr\u00e9lation n\u00e9gative entre la production \u00e9olienne et la production \u00e0 partir du gaz naturel (r = -0,266), ce qui indique que la production \u00e9olienne n\u2019a pas modifi\u00e9 la production \u00e0 partir du gaz naturel de mani\u00e8re efficace en Ontario.<\/p>\n

Tableau\u00a01\u00a0: Statistiques descriptives sur la production et la demande en Ontario pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, par semaine<\/strong><\/p>\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n
<\/td>\nGaz naturel<\/strong><\/td>\nHydro<\/strong><\/td>\nNucl\u00e9aire<\/strong><\/td>\n\u00c9olien<\/strong><\/td>\nDemande<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n<\/thead>\n
Moyenne (MW)<\/strong><\/td>\n1 661<\/td>\n4 115<\/td>\n9 324<\/td>\n1 425<\/td>\n15 422<\/td>\n<\/tr>\n
\u00c9cart-type (MW)<\/strong><\/td>\n683<\/td>\n302<\/td>\n641<\/td>\n460<\/td>\n1 209<\/td>\n<\/tr>\n
\u00c9cart-type normalis\u00e9<\/strong><\/td>\n0,41<\/td>\n0,07<\/td>\n0,07<\/td>\n0,32<\/td>\n0,08<\/td>\n<\/tr>\n
Corr\u00e9lation avec la demande<\/strong><\/td>\n0,862<\/td>\n0,032<\/td>\n0,649<\/td>\n0,047<\/td>\n1,000<\/td>\n<\/tr>\n
Corr\u00e9lation avec le gaz naturel<\/strong><\/td>\n1,000<\/td>\n-0,267<\/td>\n0,539<\/td>\n-0,266<\/td>\n0,862<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

 <\/p>\n

ANALYSE DE R\u00c9GRESSION ET ANALYSE CO\u00dbTS-AVANTAGES<\/strong><\/p>\n

Le pr\u00e9sent chapitre pr\u00e9sente l\u2019analyse de r\u00e9gression qui vise \u00e0 \u00e9valuer les interactions entre la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et le r\u00e9seau nucl\u00e9aire et hydro\u00e9lectrique dominant de l\u2019Ontario au cours des quatre ann\u00e9es de la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023. Nous appliquons les r\u00e9sultats de la r\u00e9gression \u00e0 une analyse co\u00fbts-avantages fond\u00e9e sur des donn\u00e9es historiques de la production \u00e9olienne pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023 et \u00e0 une analyse co\u00fbts-avantages prospective pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030.<\/p>\n

Notre objectif consiste \u00e0 calculer les coefficients de r\u00e9gression qui permettent de d\u00e9terminer si la production \u00e9olienne est statistiquement associ\u00e9e \u00e0 des diminutions ou \u00e0 des augmentations d\u2019autres types de production, et de quantifier dans quelle mesure, le cas \u00e9ch\u00e9ant. Pour les besoins de notre analyse, nous mettons l\u2019accent sur les trois plus importantes technologies de production utilis\u00e9es en Ontario, soit l\u2019\u00e9nergie nucl\u00e9aire, l\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9 et le gaz naturel. Nous mod\u00e9lisons \u00e9galement si et dans quelle mesure la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne entra\u00eene une augmentation\/diminution des exportations nettes en provenance ou \u00e0 destination des autres provinces et des \u00c9tats-Unis. Notre travail se distingue de celui des \u00e9tudes ant\u00e9rieures, car il tient compte en particulier de la variation saisonni\u00e8re de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne en calculant des r\u00e9gressions distinctes propres \u00e0 chaque semaine de l\u2019ann\u00e9e pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023. Comme nous l\u2019avons indiqu\u00e9 dans le chapitre pr\u00e9c\u00e9dent, nous regroupons les donn\u00e9es horaires par semaine de l\u2019ann\u00e9e et effectuons 208\u00a0r\u00e9gressions, soit une pour chaque semaine de l\u2019ann\u00e9e (52\u00a0semaines) et pour quatre variables (gaz naturel, hydro\u00e9lectricit\u00e9, \u00e9nergie nucl\u00e9aire et exportations nettes).<\/p>\n

La figure\u00a03 pr\u00e9sente les r\u00e9sultats des coefficients d\u2019interaction de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne pour les 208\u00a0r\u00e9gressions. Les coefficients statistiquement significatifs sont pr\u00e9sent\u00e9s en indiquant le r\u00e9sultat pr\u00e9cis; les coefficients non statistiquement significatifs sont indiqu\u00e9s par le r\u00e9sultat z\u00e9ro. Dans l\u2019ensemble, les r\u00e9sultats de la r\u00e9gression \u00e9taient grandement significatifs, le R2 et d\u2019autres param\u00e8tres de signification rajust\u00e9s \u00e9tant relativement \u00e9lev\u00e9s. Ces coefficients indiquent, en moyenne, qu\u2019une production \u00e9olienne de 1,00\u00a0MWh \u00e9tait statistiquement associ\u00e9e \u00e0 ce qui suit\u00a0: une diminution (modification) de -0,56\u00a0MWh de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du gaz naturel, une diminution (modification) de -0,23\u00a0MWh de production d\u2019\u00e9nergie hydro\u00e9lectrique, une augmentation (contribution) de 0,17\u00a0MWh des exportations nettes et une incidence minimale\u00a0(-0,01\u00a0MWh) sur la production d\u2019\u00e9nergie nucl\u00e9aire. Ces r\u00e9sultats indiquent qu\u2019environ seulement 56\u00a0% de la production \u00e9olienne permet de modifier la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du gaz naturel, dans le r\u00e9seau \u00e0 faibles \u00e9missions de l\u2019Ontario domin\u00e9 par les sources nucl\u00e9aires et hydro\u00e9lectriques.<\/p>\n

Figure\u00a03\u00a0: Coefficients de r\u00e9gression de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, par semaine<\/strong><\/p>\n

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La figure\u00a03 souligne l\u2019importance de la variation saisonni\u00e8re autour de ces moyennes annuelles. Par exemple, pendant le pic hivernal de la demande en Ontario \u00e0 la semaine\u00a05, elle indique que chaque 1,00\u00a0MWh d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne a modifi\u00e9 -0,80\u00a0MWh la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du gaz naturel. En revanche, \u00e0 la semaine\u00a015, chaque 1,00\u00a0MWh d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne a modifi\u00e9 en moyenne seulement -0,24\u00a0MWh de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du gaz naturel. Les avantages climatiques associ\u00e9s \u00e0 la modification de la production \u00e0 partir du gaz naturel attribuable \u00e0 la production \u00e9olienne d\u00e9pendent donc de la semaine de l\u2019ann\u00e9e.<\/p>\n

La figure\u00a04 illustre une modification de la production \u00e0 partir du gaz naturel attribuable \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne. Par souci de clart\u00e9, la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du gaz naturel n\u2019a pas \u00e9t\u00e9 r\u00e9ellement modifi\u00e9e \u2014 il s\u2019agit d\u2019une estimation de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du gaz naturel qui aurait \u00e9t\u00e9 n\u00e9cessaire si la source \u00e9olienne n\u2019avait pas \u00e9t\u00e9 disponible. Il s\u2019agit de la production \u00e0 partir du gaz naturel qui a \u00e9t\u00e9 \u00e9vit\u00e9e. Par exemple, au cours de la semaine\u00a05, l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne a permis de modifier d\u2019environ 1\u00a0302\u00a0MW la production d\u2019\u00e9nergie produite \u00e0 partir du gaz naturel par heure. En revanche, au cours de la semaine\u00a015, l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne a modifi\u00e9 de seulement 375\u00a0MW en moyenne la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du gaz naturel par heure.<\/p>\n

Figure\u00a04\u00a0: Moyenne de la production \u00e0 partir du gaz naturel et modification pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, par semaine<\/strong><\/p>\n

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La figure\u00a05 pr\u00e9sente directement ces avantages pour le climat en indiquant la quantit\u00e9 d\u2019\u00e9missions de CO2<\/sub> \u00e9vit\u00e9e gr\u00e2ce \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne. Elle illustre qu\u2019en moyenne, une \u00ab production \u00e9olienne \u00bb de 1,00\u00a0MWh entra\u00eene une modification de 0,227\u00a0tCO2<\/sub> (compensation des \u00e9missions gr\u00e2ce \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne), alors qu\u2019une \u00ab\u00a0capacit\u00e9 de production\u00a0\u00bb d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne de 1,00\u00a0MW entra\u00eene une modification de 0,072\u00a0tCO2<\/sub> par heure (compensation des \u00e9missions gr\u00e2ce \u00e0 la capacit\u00e9 de production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne). Cela confirme que le ratio d\u2019\u00e9vitement des \u00e9missions de CO2<\/sub> attribuable \u00e0 la capacit\u00e9 et \u00e0 la production (0,072\/0,227) correspond au facteur de capacit\u00e9 \u00e9olienne moyen (31\u00a0%). Du point de vue de la capacit\u00e9, la figure\u00a05 d\u00e9montre que la valeur de la capacit\u00e9 \u00e9olienne sur le plan du climat est plus faible au cours des semaines\u00a014 \u00e0 34, pendant lesquelles une capacit\u00e9 de 1,00\u00a0MW n\u2019entra\u00eene qu\u2019une modification de 0,043\u00a0tCO2<\/sub> par heure.<\/p>\n

Figure\u00a05\u00a0: R\u00e9ductions des \u00e9missions de CO2<\/sub> attribuables \u00e0 l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, par semaine<\/strong><\/p>\n

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La pr\u00e9sente section \u00e9largit cette analyse afin d\u2019\u00e9valuer le rapport co\u00fbts-avantages dans une perspective plus compl\u00e8te (y compris l\u2019estimation des r\u00e9percussions financi\u00e8res du mode d\u2019interaction de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne avec les autres ressources de production et les exportations nettes mod\u00e9lis\u00e9es), ainsi que pour attribuer une valeur mon\u00e9taire aux \u00e9missions de CO2<\/sub> \u00e9vit\u00e9es exprim\u00e9e comme co\u00fbt social du carbone (\u00ab\u00a0CSC\u00a0\u00bb). Du point de vue de l\u2019Ontario, l\u2019analyse co\u00fbts-avantages comporte deux \u00e9l\u00e9ments du c\u00f4t\u00e9 des co\u00fbts et quatre \u00e9l\u00e9ments du c\u00f4t\u00e9 des avantages. Nous en discutons ci-dessous.<\/p>\n

Du c\u00f4t\u00e9 des co\u00fbts, les deux \u00e9l\u00e9ments sont les d\u00e9penses associ\u00e9es \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et \u00e0 la r\u00e9duction de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne. Les d\u00e9penses annuelles moyennes li\u00e9es \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne sont \u00e9gales \u00e0 la production moyenne pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023 (12,5\u00a0TWh) multipli\u00e9e par le prix moyen de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne au cours de la m\u00eame p\u00e9riode (151\u00a0$\/MWh).<\/p>\n

L\u2019Ontario est un exportateur net d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 depuis la fin des ann\u00e9es\u00a02000, principalement en raison de ce que la SIERE appelle le \u00ab\u00a0surplus de charge de base\u00a0\u00bb (\u00ab\u00a0SCB\u00a0\u00bb), qui se produit lorsque la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du nucl\u00e9aire, de l\u2019hydro\u00e9lectricit\u00e9, de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne et de l\u2019\u00e9nergie solaire est sup\u00e9rieure \u00e0 la demande de l\u2019Ontario[17]<\/sup><\/a>. Pour garantir la stabilit\u00e9 du r\u00e9seau, la SIERE doit \u00e9quilibrer les situations de production exc\u00e9dentaire et d\u00e9ficitaire. La premi\u00e8re \u00ab\u00a0soupape de sortie\u00a0\u00bb de la SIERE dans les situations de production exc\u00e9dentaire consiste \u00e0 augmenter les exportations; la deuxi\u00e8me consiste \u00e0 r\u00e9duire la production en Ontario, y compris la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne. Ces diminutions de la production \u00e9olienne sont appel\u00e9es \u00ab\u00a0r\u00e9ductions\u00a0\u00bb. Comme dans d\u2019autres territoires de comp\u00e9tence, les PEI du secteur \u00e9olien sont compens\u00e9s pour les r\u00e9ductions. La SIERE calcule la capacit\u00e9 estim\u00e9e de chaque \u00e9olienne en Ontario au regard d\u2019une s\u00e9rie de param\u00e8tres, y compris la capacit\u00e9 install\u00e9e disponible et la vitesse r\u00e9elle du vent \u00e0 l\u2019emplacement, en fonction des capteurs. La diff\u00e9rence entre la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne r\u00e9elle et celle pr\u00e9vue par la SIERE est appel\u00e9e \u00ab\u00a0production \u00e9olienne r\u00e9duite\u00a0\u00bb. Les d\u00e9penses annuelles moyennes associ\u00e9es \u00e0 la production \u00e9olienne r\u00e9duite sont \u00e9gales \u00e0 la r\u00e9duction moyenne de la production \u00e9olienne au cours de la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023 (1,3\u00a0TWh) multipli\u00e9e par le prix moyen de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne au cours de la m\u00eame p\u00e9riode (151\u00a0$\/MWh).<\/p>\n

La figure\u00a06 illustre la production \u00e9olienne horaire moyenne et les r\u00e9ductions pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023. La r\u00e9duction de la production \u00e9olienne atteint un sommet pendant les crues nivales des semaines\u00a016 \u00e0 21 et un creux pendant la p\u00e9riode de pointe de la demande en \u00e9t\u00e9 en Ontario (c.-\u00e0-d. les semaines\u00a027 \u00e0 34).<\/p>\n

Figure\u00a06\u00a0: Production \u00e9olienne moyenne en Ontario et r\u00e9ductions pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, par semaine<\/strong><\/p>\n

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Il y a quatre \u00e9l\u00e9ments du c\u00f4t\u00e9 des avantages : les \u00e9conomies financi\u00e8res d\u00e9coulant d\u2019une diminution de la production hydro\u00e9lectrique et \u00e0 partir du gaz naturel, l\u2019augmentation des revenus provenant de l\u2019augmentation des exportations nettes et les avantages financiers d\u00e9coulant de l\u2019\u00e9vitement d\u2019\u00e9missions de CO2<\/sub>. Nous ne tenons pas compte des r\u00e9percussions financi\u00e8res de l\u2019\u00e9nergie nucl\u00e9aire, \u00e9tant donn\u00e9 que l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne a une incidence minime sur cette forme de production.<\/p>\n

Nos estimations fond\u00e9es sur la r\u00e9gression indiquent que la production \u00e9olienne a permis de r\u00e9duire la production hydro\u00e9lectrique d\u2019une moyenne de 2,7\u00a0TWh par ann\u00e9e au cours de la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023. Nous calculons le prix effectif de cette r\u00e9duction en associant la production hydro\u00e9lectrique r\u00e9duite attribuable \u00e0 la production \u00e9olienne avec la perte de production hydro\u00e9lectrique attribuable aux conditions de SCB. L\u2019Ontario Power Generation\u00a0(OPG), qui d\u00e9tient 84\u00a0% des ressources hydro\u00e9lectriques de l\u2019Ontario, a d\u00e9clar\u00e9 avoir renonc\u00e9 \u00e0 une production de 2,2\u00a0TWh\/ann\u00e9e au cours de la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023[18]<\/a><\/sup>. Ainsi, pour l\u2019ensemble du secteur, cette renonciation repr\u00e9senterait 2,6\u00a0TWh\/ann\u00e9e, ce qui se rapproche beaucoup des estimations fond\u00e9es sur la r\u00e9gression. OPG a re\u00e7u une compensation pour la production hydro\u00e9lectrique \u00e0 laquelle il a renonc\u00e9 \u00e0 raison de 30\u00a0$\/MWh en fonction d\u2019une s\u00e9rie de comptes de report approuv\u00e9s par la CEO. Au cours de cette p\u00e9riode, le prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 r\u00e8glement\u00e9 d\u2019OPG \u00e9tait de 43\u00a0$\/MWh; l\u2019\u00e9cart entre ce prix et le prix compensatoire (30\u00a0$\/MWh) correspond donc aux \u00e9conomies par MWh attribuables \u00e0 l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne (13\u00a0$\/MWh).<\/p>\n

Comme nous l\u2019avons vu ci-dessus, la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du gaz naturel en Ontario sert de source d\u2019appoint en p\u00e9riode de pointe et de renfort pour les \u00e9nergies \u00e9olienne et solaire et non pas pour assurer une \u00ab\u00a0charge de base\u00a0\u00bb; elle n\u2019est g\u00e9n\u00e9ralement pas assujettie aux r\u00e9ductions li\u00e9es aux SCB. La fa\u00e7on dont sont \u00e9tablis les contrats d\u2019achat de gaz naturel refl\u00e8te le profil de la ressource en Ontario. En effet, environ 70\u00a0% de la production \u00e0 partir du gaz naturel fait l\u2019objet de contrats pr\u00e9voyants des paiements mensuels \u00e9tablis en fonction de revenus pr\u00e9sum\u00e9s\u00a0qui visent \u00e0 promouvoir la disponibilit\u00e9 d\u2019une capacit\u00e9 de production \u00e0 partir de cette source d\u2019\u00e9nergie lorsque celle-ci devient n\u00e9cessaire[19]<\/a><\/sup>. En vertu de cet arrangement contractuel particulier, les \u00e9conomies d\u00e9coulant de la modification de la production \u00e0 partir du gaz naturel sont \u00e9gales \u00e0 la valeur du gaz naturel et des autres co\u00fbts variables approuv\u00e9s. Les \u00e9conomies li\u00e9es \u00e0 la production \u00e0 partir du gaz naturel sont donc fond\u00e9es sur le prix moyen du gaz naturel au carrefour Dawn au cours de la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023 (4,50\u00a0$\/MBTU) multipli\u00e9 par le gaz naturel \u00e9conomis\u00e9 (54,1\u00a0millions de MBTU\/ann\u00e9e). Cela \u00e9quivaut \u00e0 34,5\u00a0$\/MWh pour 7,0\u00a0TWh, ce \u00e0 quoi nous ajoutons 5\u00a0$\/MWh comme approximation des autres co\u00fbts variables.<\/p>\n

Nous calculons les revenus des exportations nettes en multipliant les exportations nettes suppl\u00e9mentaires moyennes fond\u00e9es sur la r\u00e9gression pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023 (2,2\u00a0TWh) par le prix moyen des exportations nettes de 37\u00a0$\/MWh. Pour chiffrer la valeur financi\u00e8re du CO2<\/sub> \u00e9vit\u00e9, nous utilisons un CSC de 50\u00a0$\/tCO2<\/sub>[20]<\/sup><\/a> et le multiplions par les \u00e9missions \u00e9vit\u00e9es (2,9\u00a0MtCO2<\/sub>) r\u00e9sultant de la modification de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du gaz naturel.<\/p>\n

La figure\u00a07 pr\u00e9sente les r\u00e9sultats sommaires de l\u2019analyse co\u00fbts-avantages pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023. On y traite de deux \u00e9l\u00e9ments li\u00e9s au co\u00fbt et des quatre \u00e9l\u00e9ments li\u00e9s aux avantages, ainsi que des co\u00fbts-avantages globaux. Pour faciliter les comparaisons avec d\u2019autres sc\u00e9narios, nous calculons le r\u00e9sultat co\u00fbts-avantages en MWh, \u00e0 -124\u00a0$\/MWh. Cela signifie que les co\u00fbts de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne en Ontario au cours de la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023 ont largement d\u00e9pass\u00e9 les avantages sur le plan du climat et les autres avantages correspondants. Ce r\u00e9sultat s\u2019explique par le prix contractuel relativement \u00e9lev\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne au cours de la p\u00e9riode (151\u00a0$\/MWh) et par le constat que la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne a modifi\u00e9 une partie de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir de gaz naturel, mais elle a aussi modifi\u00e9 une production hydro\u00e9lectrique \u00e0 z\u00e9ro \u00e9mission, moins co\u00fbteuse, en plus de contribuer \u00e0 des prix des exportations nettes plus bas.<\/p>\n

Figure\u00a07\u00a0: Co\u00fbts-avantages moyens de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, par semaine<\/strong><\/p>\n

\"\"<\/a><\/p>\n

Nous poursuivons maintenant en \u00e9tablissant les estimations de l\u2019analyse co\u00fbts-avantages prospective pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030. Nous avons choisi cette p\u00e9riode parce qu\u2019elle est relativement proche du point de vue des syst\u00e8mes \u00e9nerg\u00e9tiques et que, par cons\u00e9quent, les param\u00e8tres de r\u00e9gression que nous avons calcul\u00e9s pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023 devraient demeurer raisonnablement valides. Notre analyse porte sur deux sc\u00e9narios. L\u2019un concerne les anciens projets \u00e9oliens dont les contrats de 20\u00a0ans viendraient \u00e0 \u00e9ch\u00e9ance aux alentours de cette p\u00e9riode. Comme dans le cas d\u2019autres ressources dont les contrats sont arriv\u00e9s \u00e0 \u00e9ch\u00e9ance, la SIERE et les PEI du secteur \u00e9olien pourraient nourrir un int\u00e9r\u00eat mutuel \u00e0 renouveler des contrats, selon l\u2019\u00e9tat op\u00e9rationnel des ressources. Notre \u00e9tude comporte une \u00e9valuation du prix auquel un tel renouvellement de contrat pourrait \u00eatre rentable. Notre travail nous permet \u00e9galement de mieux comprendre les co\u00fbts et les avantages des nouveaux projets \u00e9oliens[21]<\/a><\/sup>.<\/p>\n

Pour le sc\u00e9nario de la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030, nous conservons la plupart des param\u00e8tres que nous avons utilis\u00e9s pour l\u2019analyse de la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, \u00e0 l\u2019exception de la mise \u00e0 jour du prix du gaz naturel en fonction d\u2019une pr\u00e9vision moyenne de 6,35\u00a0$\/MBTU pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030[22]<\/a><\/sup>. Comme base, nous utilisons un prix de r\u00e9f\u00e9rence (arrondi) de 80\u00a0$\/MWh pour l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne, fond\u00e9 sur l\u2019application du facteur de capacit\u00e9 \u00e9olienne de l\u2019Ontario de 31\u00a0pour cent au co\u00fbt normalis\u00e9 de l\u2019\u00e9nergie (CNE) pour le secteur \u00e9olien[23]<\/a><\/sup> \u00e9tabli dans une \u00e9tude r\u00e9cente. Compte tenu de la trajectoire r\u00e9cente des CNE du secteur \u00e9olien et de l\u2019incertitude quant \u00e0 l\u2019\u00e9volution de ce secteur, nous utilisons le m\u00eame montant nominal de 80\u00a0$\/MWh pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030.<\/p>\n

La figure\u00a08 pr\u00e9sente les r\u00e9sultats pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030, avec un r\u00e9sultat co\u00fbts-avantages de -38\u00a0$\/MWh. Ce r\u00e9sultat est fond\u00e9 sur une augmentation de 10\u00a0% de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne par rapport au montant de r\u00e9f\u00e9rence, mais le r\u00e9sultat normalis\u00e9 selon la taille de -38\u00a0$\/MWh s\u2019applique \u00e9galement aux projets existants et aux nouveaux projets \u00e9oliens dont les contrats ont \u00e9t\u00e9 renouvel\u00e9s. Ces r\u00e9sultats donnent \u00e0 penser que m\u00eame avec le prix de r\u00e9f\u00e9rence le plus bas de 80\u00a0$\/MWh par rapport au prix de 151\u00a0$\/MWh qui s\u2019est maintenu pendant la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, les co\u00fbts associ\u00e9s \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne d\u00e9passent toujours les avantages sur le plan du climat et les autres avantages correspondants.<\/p>\n

Figure\u00a08\u00a0: Co\u00fbts-avantages moyens de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030, par semaine<\/strong><\/p>\n

\"\"<\/a><\/p>\n

Il existe un nombre infini de variations possibles des valeurs de base et de r\u00e9f\u00e9rence pour mettre \u00e0 l\u2019\u00e9preuve la sensibilit\u00e9 des r\u00e9sultats de r\u00e9f\u00e9rence pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030. Par exemple, nous pouvons calculer le \u00ab\u00a0seuil d\u2019\u00e9quilibre\u00a0\u00bb du prix de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne \u00e0 46\u00a0$\/MWh qui serait requis pour \u00e9tablir le rapport co\u00fbts-avantages pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030 \u00e0 0\u00a0$\/MWh. Le prix d\u2019\u00e9quilibre de 46\u00a0$\/MWh est bien en de\u00e7\u00e0 du prix moyen r\u00e9el de 151\u00a0$\/MWh pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023 et du prix de r\u00e9f\u00e9rence fond\u00e9 sur le CNE de 80\u00a0$\/MWh pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030. Nous pouvons calculer qu\u2019avec un CSC de 0\u00a0$, le prix de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne atteindrait le seuil d\u2019\u00e9quilibre \u00e0 36\u00a0$, tandis qu\u2019un CSC de 150\u00a0$\/tCO2<\/sub>[24]<\/a><\/sup> se traduirait par un prix de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne de 67\u00a0$\/MWh.<\/p>\n

Nos r\u00e9sultats de r\u00e9gression sont comparables \u00e0 ceux d\u2019une \u00e9tude ant\u00e9rieure r\u00e9alis\u00e9e en Ontario[25]<\/sup><\/a>, ce qui pr\u00eate \u00e0 penser que les r\u00e9sultats sont robustes par rapport \u00e0 la p\u00e9riode et au niveau d\u2019agr\u00e9gation des donn\u00e9es. La compensation des \u00e9missions gr\u00e2ce \u00e0 la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne de l\u2019Ontario est relativement faible, \u00e0 seulement 43\u00a0% de celle du Texas (0,227 comparativement \u00e0\u00a00,53\u00a0tCO2<\/sub>\/MWh)[26]<\/a><\/sup>. Cela refl\u00e8te le fait qu\u2019en Ontario, une production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne de 1,00\u00a0MWh ne modifie que de 0,56\u00a0MWh la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du gaz naturel, une technologie \u00e0 \u00e9missions relativement faibles, comparativement \u00e0 d\u2019autres r\u00e9gions o\u00f9 la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne a tendance \u00e0 modifier relativement plus la production d\u2019\u00e9nergie \u00e0 partir du charbon ou du gaz naturel. De m\u00eame, en raison du facteur de capacit\u00e9 \u00e9olienne relativement modeste de l\u2019Ontario, la compensation des \u00e9missions li\u00e9e \u00e0 sa capacit\u00e9 \u00e9olienne est relativement plus faible que celle du Texas, \u00e0 seulement 37\u00a0% (0,072 par rapport \u00e0\u00a00,196\u00a0tCO2<\/sub>\/MW par heure)[27]<\/a><\/sup>.<\/p>\n

DISCUSSION SUR LA POLITIQUE<\/strong><\/p>\n

Notre analyse peut \u00e9clairer les solutions strat\u00e9giques possibles en ce qui a trait aux anciens et aux nouveaux projets \u00e9oliens.<\/p>\n

Pour les anciens projets \u00e9oliens dont les contrats arrivent \u00e0 \u00e9ch\u00e9ance avant 2030, les propri\u00e9taires auront le choix d\u00e9classer ou de poursuivre leurs activit\u00e9s \u00ab\u00a0sans modification\u00a0\u00bb ou de proc\u00e9der \u00e0 une remise en service partielle ou compl\u00e8te. Sur le plan financier, les PEI du secteur \u00e9olien reconna\u00eetraient qu\u2019il est peu probable que la reconduction du contrat \u00e0 151\u00a0$\/MWh ou pr\u00e8s soit politiquement ou \u00e9conomiquement faisable et que la poursuite des op\u00e9rations pourrait se faire dans le cadre d\u2019un nouveau contrat avec la SIERE ou sans contrat, soit sur la base purement du PHEO en tant que participant au march\u00e9 ou dans le cadre d\u2019un contrat d\u2019achat d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 aupr\u00e8s d\u2019une tierce partie (\u00ab\u00a0CAE\u00a0\u00bb). Du point de vue de la SIERE, notre analyse r\u00e9v\u00e8le clairement que le prix contractuel au seuil d\u2019\u00e9quilibre pour la soci\u00e9t\u00e9 est d\u2019environ 46\u00a0$\/MWh. En supposant que le financement initial du projet \u00e9olien en Ontario \u00e9tait \u00e9chelonn\u00e9 sur une p\u00e9riode de 20\u00a0ans ou moins, \u00e0 la r\u00e9siliation du contrat, les co\u00fbts diff\u00e9rentiels de l\u2019exploitation \u00e0 long terme sans ou avec une remise en service partielle modeste pourraient bien \u00eatre \u00e9gaux ou inf\u00e9rieurs \u00e0 46\u00a0$\/MWh. En comparaison, l\u2019attrait relatif de la solution de rechange bas\u00e9e uniquement sur le PHEO d\u00e9pendrait des pr\u00e9visions \u00e0 long terme \u00e0 son sujet. Le PHEO s\u2019est \u00e9tabli en moyenne \u00e0 30\u00a0$ au cours de la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, avec un sommet annuel de 47\u00a0$ en 2022 pendant la crise \u00e9nerg\u00e9tique.<\/p>\n

La SIERE pourrait choisir de concevoir et de proposer une offre standard de reconduction de contrat d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne \u00e0 raison de 46\u00a0$\/MWh pour un m\u00e9canisme de type CsD d\u2019une dur\u00e9e maximale de dix ans. Les PEI du secteur \u00e9olien seraient alors en mesure de d\u00e9cider s\u2019ils optent pour le d\u00e9classement ou la poursuite de leurs activit\u00e9s en fonction de cette offre standard et de leur situation particuli\u00e8re. Certaines installations \u00e9oliennes seraient ferm\u00e9es, d\u2019autres concluraient un nouveau contrat avec la SIERE, et d\u2019autres pourraient poursuivre leurs activit\u00e9s dans le cadre d\u2019un CAE aupr\u00e8s d\u2019une tierce partie ou devenir de purs participants au march\u00e9. \u00c0 titre de r\u00e9f\u00e9rence, pour l\u2019Est des \u00c9tats-Unis, le CAE moyen en 2021-2022 pr\u00e9voyait un prix d\u2019environ 65\u00a0$\/MWh[28]<\/a><\/sup>.<\/p>\n

Sur une base autonome, sans tenir compte des co\u00fbts suppl\u00e9mentaires de transmission et d\u2019autres co\u00fbts du r\u00e9seau, une perspective de type co\u00fbts-avantages semblable s\u2019applique aux nouveaux projets \u00e9oliens. Du point de vue de la SIERE, le m\u00eame prix contractuel au seuil d\u2019\u00e9quilibre pour la soci\u00e9t\u00e9 d\u2019environ 46\u00a0$\/MWh s\u2019applique. Toutefois, le nouveau prix de r\u00e9f\u00e9rence incluant l\u2019infrastructure construite entra\u00eene un \u00e9cart important entre le prix social (46\u00a0$\/MWh) et le co\u00fbt priv\u00e9 (80\u00a0$\/MWh). Il existe plusieurs solutions possibles \u00e0 cet \u00e9gard.<\/p>\n

L\u2019une d\u2019entre elles consiste \u00e0 continuer d\u2019aller de l\u2019avant dans le cadre de l\u2019approche contractuelle actuelle du PEI du secteur \u00e9olien priv\u00e9 et \u00e0 ce que la SIERE con\u00e7oive un processus concurrentiel d\u2019ench\u00e8res avec un \u00ab\u00a0prix de r\u00e9serve\u00a0\u00bb maximal de 46\u00a0$\/MWh. Le prix de r\u00e9serve est crucial parce que s\u2019il est fix\u00e9 \u00e0 un niveau trop \u00e9lev\u00e9, il pourrait entra\u00eener un faible rapport qualit\u00e9-prix pour le public. En revanche, s\u2019il est \u00e9tabli \u00e0 un niveau trop bas, les PEI du secteur \u00e9olien pourraient d\u00e9cider de ne pas participer parce que ce prix ne permet pas d\u2019atteindre leur co\u00fbt moyen pond\u00e9r\u00e9 du capital (CMPC) cible. Une autre possibilit\u00e9 consiste \u00e0 abandonner l\u2019approche contractuelle en faveur du financement et de la compensation des projets \u00e9oliens sur la base d\u2019une r\u00e8glementation \u00e9conomique fond\u00e9e sur le co\u00fbt de service. Il n\u2019y a pas de raison particuli\u00e8re pour laquelle le secteur \u00e9olien devrait \u00eatre trait\u00e9 diff\u00e9remment de la majorit\u00e9 des ressources \u00e9nerg\u00e9tiques de l\u2019Ontario ou du Canada dans son ensemble. L\u2019argument selon lequel l\u2019approche contractuelle est toujours pr\u00e9f\u00e9rable \u00e0 la r\u00e8glementation \u00e9conomique ne tient tout simplement pas pour l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne en Ontario si l\u2019on se reporte aux 20\u00a0derni\u00e8res ann\u00e9es. En effet, la r\u00e8glementation \u00e9conomique pourrait mieux harmoniser les co\u00fbts pour le public avec les avantages pour le public.<\/p>\n

Une troisi\u00e8me solution consisterait \u00e0 tirer parti des \u00e9conomies d\u2019\u00e9chelle plus importantes et des co\u00fbts moins \u00e9lev\u00e9s du financement public, et \u00e0 se doter de nouveaux projets \u00e9oliens appartenant \u00e0 l\u2019\u00c9tat et exploit\u00e9s par celui-ci. C\u2019est d\u00e9j\u00e0 le cas d\u2019environ la moiti\u00e9 de la capacit\u00e9 \u00e9olienne de l\u2019\u00cele-du-Prince-\u00c9douard[29]<\/a><\/sup> et c\u2019est l\u00e0 l\u2019essentiel de la strat\u00e9gie r\u00e9cemment annonc\u00e9e au Qu\u00e9bec qui vise \u00e0 d\u00e9ployer 10\u00a0GW de nouvelles \u00e9oliennes publiques d\u2019ici 2035. Hydro-Qu\u00e9bec pr\u00e9tend que cette capacit\u00e9 pourrait permettre de r\u00e9aliser des \u00e9conomies atteignant jusqu\u2019\u00e0 20\u00a0% gr\u00e2ce \u00e0 des achats centralis\u00e9s et \u00e0 d\u2019autres \u00e9conomies d\u2019\u00e9chelle[30]<\/a><\/sup>. Les actifs \u00e9oliens entreraient dans la \u00ab\u00a0base tarifaire\u00a0\u00bb r\u00e8glement\u00e9e d\u2019OPG et b\u00e9n\u00e9ficieraient du co\u00fbt de financement plus faible associ\u00e9 aux soci\u00e9t\u00e9s d\u2019\u00c9tat soutenues par la province, comparativement au financement priv\u00e9.<\/p>\n

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

Nos recherches r\u00e9v\u00e8lent que les co\u00fbts de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne ont largement d\u00e9pass\u00e9 les avantages qu\u2019elle procure pour la soci\u00e9t\u00e9 et le climat pour la p\u00e9riode de 2020 \u00e0 2023, avec un co\u00fbt net moyen de -124\u00a0$\/MWh. Un tel r\u00e9sultat n\u00e9gatif est une combinaison de la compensation relativement faible des \u00e9missions que permet l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne en Ontario (0,227\u00a0tCO2<\/sub>\/MWh) et des prix \u00e9lev\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne (151\u00a0$\/MWh). Nous avons \u00e9galement effectu\u00e9 une analyse co\u00fbts-avantages prospective pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030 et calcul\u00e9 un co\u00fbt net moyen de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne de -38\u00a0$\/MWh bas\u00e9 sur un prix de r\u00e9f\u00e9rence de 80\u00a0$\/MWh. Le \u00ab\u00a0seuil d\u2019\u00e9quilibre\u00a0\u00bb co\u00fbts-avantages pour la p\u00e9riode de 2027 \u00e0 2030 est de 46\u00a0$\/MWh.<\/p>\n

Sur le plan structurel, la valeur de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne est relativement faible pour les r\u00e9seaux \u00e0 faibles \u00e9missions actuels de l\u2019Ontario domin\u00e9s par les sources nucl\u00e9aire et hydraulique. Le facteur de capacit\u00e9 \u00e9olienne moyen en Ontario est relativement faible. Bien que la technologie \u00e9olienne puisse am\u00e9liorer ce rendement en termes absolus, elle ne changera pas le d\u00e9savantage comparatif. De plus, l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne en Ontario a une corr\u00e9lation n\u00e9gative avec la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 partir du gaz naturel, de sorte qu\u2019elle est une solution de rechange relativement peu efficace pour modifier cette source d\u2019\u00e9nergie. Quel que soit le prix de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne, ces lacunes structurelles persisteraient \u00e0 court et moyen terme.<\/p>\n

Du point de vue des politiques, le d\u00e9fi consiste \u00e0 mettre en \u0153uvre des programmes qui sont viables au fil du temps et qui harmonisent les co\u00fbts pour le public avec les avantages pour le public. L\u2019exp\u00e9rience globale de la production d\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne en Ontario au cours des 20 derni\u00e8res ann\u00e9es r\u00e9v\u00e8le que les co\u00fbts ont largement d\u00e9pass\u00e9 les avantages. Nous esp\u00e9rons que cette analyse et d\u2019autres contributions \u00e0 la recherche fourniront le type d\u2019orientation prospective n\u00e9cessaire pour s\u2019assurer que tout d\u00e9veloppement futur dans le secteur ontarien de l\u2019\u00e9nergie \u00e9olienne soit dans l\u2019int\u00e9r\u00eat public.<\/p>\n