Offre d’électricité
Description du modèle
Le modèle de l’offre d’électricité du système de modélisation d’Avenir énergétique simule la façon dont la demande future d’électricité des différents secteurs de l’économie est satisfaite par un amalgame d’unités de production et de réseaux de transport. Pour fournir des projections fiables de l’offre d’électricité au Canada, le modèle simule les activités typiques des réseaux électriques. Il modélise les unités de production et de stockage d’électricité (y compris leurs caractéristiques techniques et économiques), l’infrastructure de transport, la disponibilité des ressources, la demande et les règlements en place.
Figure E.1 – Aperçu du modèle de l’offre d’électricité
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada
Description : Cette infographie illustre le fonctionnement du modèle de l’offre d’électricité. Ce modèle s’applique à chercher le moyen le plus efficace et le plus rentable pour répondre à la demande d’électricité dans chaque région. Il produit le bouquet énergétique optimal, pour une année donnée, qui permettra de répondre à la demande, par exemple les coûts et les émissions. Il dégage également la meilleure combinaison de nouveaux types d’unités de production pour satisfaire les besoins de chaque province ou territoire. Sur une carte du Canada sont présentées les lignes de transport d’électricité interprovinciales et internationales ainsi que les raccordements aux régions peuplées et aux unités de production.
Le modèle de l’offre d’électricité prend en compte les ajouts futurs à l’infrastructure électrique, ainsi que l’éventuel apport des technologies visant l’atteinte des objectifs du Canada en matière de carboneutralité et de décarbonation, comme la production d’hydrogène et l’élimination du carbone. Le modèle a été adapté à la situation canadienne à l’aide du progiciel Python for Power Systems Analysis (en anglais)(« PyPSA-Can »). La figure E.2 illustre les principales interactions du modèle de l’offre d’électricité avec d’autres modèles du système de modélisation d’Avenir énergétique. Ces interactions visent à obtenir l’information nécessaire pour réaliser la modélisation du réseau électrique (p. ex., la demande d’électricité) et pour fournir aux autres modèles celle dont ils ont besoin (p. ex., les prix de l’électricité).
Figure E.2 – Interactions entre le modèle de l’offre d’électricité et le système de modélisation d’Avenir énergétique
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada
Description : Ce schéma illustre les interactions entre le modèle de l’offre d’électricité et d’autres modèles du système de modélisation d’Avenir énergétique. La case dans le coin supérieur gauche représente les hypothèses des scénarios, comme les prix, les politiques et les paramètres technologiques, qui influent sur les modèles de la demande et de l’offre d’électricité. Le premier fournit au modèle de l’offre d’électricité la demande d’électricité et d’autres types de demandes pertinents, comme la demande d’électricité pour l’hydrogène produit par électrolyse et celle pour l’élimination du carbone. Le deuxième fournit au modèle de la demande d’énergie les prix de l’électricité et d’autres paramètres. Il communique également avec les modèles de la production pétrolière et gazière pour leur fournir des prix et y prendre des données sur la cogénération, au besoin.
Module des profils de la demande d’électricité
La demande d’électricité n’est pas constante et varie au fil du temps selon la période (heure, jour, mois, année). Les facteurs qui entraînent des variations de la demande d’électricité comprennent les conditions météorologiques (p. ex., température, humidité, etc.), l’évolution de la démographie et de l’économie (p. ex., types d’industries, densité de la population) et le comportement des consommateurs. Ces variations seront amplifiées avec l’électrification accrue de la demande pour utilisation finale. Par exemple, l’électrification du chauffage des bâtiments entraînera une augmentation de la demande d’électricité en raison des changements de température. La recharge des véhicules électriques intensifiera la demande des utilisateurs finaux.
Le modèle de la demande d’énergie, ENERGY 2020, réalise des projections annuelles de la demande d’électricité des provinces et des territoires. Le module des profils de la demande d’électricité utilise ces projections pour créer des profils de la demande d’électricité horaire pour toutes les années visées par l’analyse. Le processus est illustré à la figure E.3.
Le module divise la demande annuelle d’électricité en intervalles horaires sur la base de diverses sources, notamment des données sur la température compatibles avec celles relatives aux ressources solaires utilisées dans PyPSA-Can, les données sur la charge horaire pour les États-Unis selon l’utilisation finale tirée de l’étude Electrification Futures (en anglais) du National Renewable Energy Laboratory, et diverses études universitaires et institutionnelles.
Figure E.3 – Module des profils de la demande d’électricité
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada
Description : Ce schéma décrit le module des profils de la demande d’électricité, qui répartit, pour divers secteurs et diverses utilisations finales, la demande annuelle d’électricité du modèle de la demande d’énergie sur les 8 760 heures de chaque année de la période de projection. Les profils de charge sont influencés par divers facteurs, dont les conditions météorologiques, la technologie, les hypothèses sur les comportements, ainsi que les profils historiques.
Module de l’offre d’électricité
Le modèle de simulation de l’exploitation du réseau électrique et le modèle de planification des investissements dans l’infrastructure sont au centre du module des profils de la demande d’électricité. Le premier tient compte des projections de la demande horaire des provinces et territoires canadiens produites par le module des profils de la demande d’électricité pour déterminer les unités de production d’électricité et les autres ressources qui sont utilisées pour répondre à la demande à une heure donnée à l’aide d’une combinaison de ressources disponibles :
- Le modèle de simulation de l’exploitation du réseau électrique tient compte de la capacité de production des centrales de la région pour répondre à la demande durant l’heure en question. La capacité disponible est généralement limitée par la capacité combinée de toutes les unités de production disponible à un moment donné. Toutefois, dans le cas des centrales utilisant des sources d’énergie variable (p. ex., éoliennes, solaires et hydroélectriques au fil de l’eau), la capacité de production d’électricité à un moment donné est limitée par la disponibilité des ressources (p. ex., vitesse du vent, intensité du soleil).
- La demande totale ou partielle d’électricité dans une région donnée peut être satisfaite par l’importation d’électricité d’une région voisine si la capacité de transport est en place.
- Des unités de stockage d’électricité contenant suffisamment d’énergie peuvent être utilisées pour répondre à la demande dans une région donnée.
Modèle de l’exploitation du réseau électrique
Le modèle de l’exploitation pige dans les ressources d’offre d’électricité jusqu’à ce que la demande soit satisfaite, en commençant par celles sont les coûts d’exploitation sont les plus bas. Le coût d’exploitation des ressources d’offre d’électricité dépend des prix des combustibles, des coûts d’exploitation variables, de l’efficacité opérationnelle (c.-à-d. la quantité de combustible nécessaire pour produire une unité d’électricité) et, dans certains cas, des prix du carbone applicables.
Figure E.4 – Représentation régionale du modèle de l’offre d’électricité et des principales lignes de transport
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada
Description : Cette figure illustre les raccordements régionaux du modèle de l’offre d’électricité et les principales lignes de transport. Chaque cercle représente une province, et les États-Unis. Les lignes qui relient les cercles représentent les principales lignes de transport. Les trois territoires ne sont pas reliés à d’autres régions.
Des centaines de centrales électriques utilisant diverses technologies et divers combustibles sont installées dans différentes régions des provinces et des territoires. Ces centrales sont raccordées aux utilisateurs finaux par des lignes de transport et de distribution. Dans le modèle de l’offre d’électricité, la représentation du réseau de transport d’électricité est limitée puisqu’à l’heure actuelle, il prend uniquement en compte les lignes de transport d’électricité interprovinciales, mais aucune ligne provinciale. Les coûts liés à l’acheminement de l’électricité jusqu’aux consommateurs au moyen de lignes de transport intraprovinciales sont estimés de manière exogène. La figure E.4 montre les principales lignes de transport d’électricité prises en compte par le modèle de l’offre d’électricité.
Le modèle de l’offre d’électricité fait le suivi des unités de production et de stockage d’électricité installées dans chaque province. Dans chacune de ces régions, la demande est satisfaite par l’offre d’électricité disponible dans une ou plusieurs régions avoisinantes reliées par des lignes de transport. Le modèle fait également le suivi des importations et des exportations d’électricité vers les États-Unis.
Demande et besoins en infrastructure
Le modèle de l’exploitation détermine les sources d’offre utilisées pour répondre à la demande d’électricité tout au long de la période visée. Pour remplacer les sources existantes qui cessent leur activité et répondre à la demande croissante d’électricité, de nouvelles infrastructures électriques doivent être mises en place. Le modèle de planification des investissements tient compte des projections de la demande d’électricité dans une région donnée, mais aussi de l’infrastructure de production, de stockage et de transport d’électricité, au besoin. Le modèle actuel ajoute des investissements d’infrastructure à chaque tranche de cinq ans (figure E.5) de la période à l’étude. Pour ce faire, le modèle d’investissement évalue les infrastructures qui pourraient être mises en place et ajoute celles dont le coût initial (c’est-à-dire le coût du capital) et le coût d’exploitation sont les plus faibles pour la période considérée.
Figure E.5 – Investissements et activités dans le secteur de l’électricité
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada
Description : Ce graphique chronologique illustre la dynamique d’exploitation et d’investissement dans le modèle de l’offre d’électricité. Les investissements commencent par les capacités en place en 2020 et sont optimisés tous les cinq ans par la suite. Dans ces intervalles, le modèle fournit, pour certaines périodes d’exploitation, les charges horaires annuelles à l’aide des systèmes de production, de stockage et de transmission disponibles.
Le modèle actuel tient compte de toutes les unités de production existantes installées dans les provinces canadiennes. L’information sur les unités actuelles provient de différentes sources, dont Statistique Canada et les services publics qui les exploitent dans leur province respective. Le tableau E.1 répertorie les nouvelles technologies de production et de stockage d’électricité qui devraient être mises en place au cours de la période considérée, ainsi que les estimations actuelles des coûts et du rendementNote de bas de page 1. Actuellement, le modèle ne tient compte que de l’augmentation des capacités des lignes de transport d’électricité entre les provinces canadiennes, comme le montre la figure E.4. Il n’envisage aucune nouvelle ligne de transport entre les provinces canadiennes et les États-Unis.
Autres caractéristiques du modèle
En plus de simuler l’offre d’électricité aux consommateurs finaux, le modèle de l’offre d’électricité fait le suivi de certaines nouvelles utilisations de l’électricité et la contribution globale du secteur de l’électricité à l’atteinte de la carboneutralité.
Production d’hydrogène
L’une des nouvelles utilisations est la production d’hydrogène par électrolyse. Le modèle tient compte de la demande d’hydrogène électrolysé et utilise des électrolyseurs pour y répondre. Comme l’hydrogène peut être stocké, le temps de production est flexible. Le modèle de l’exploitation de l’électricité détermine donc les heures de fonctionnement des électrolyseurs de manière à réduire au minimum les coûts. Par exemple, si une plus grande quantité d’électricité issue d’une source d’énergie renouvelable à puissance variable est disponible pendant les périodes de faible demande d’électricité, l’excédent pourrait servir à produire de l’hydrogène.
Tableau E.1 – Technologies de production et de stockage d’électricité, coûts thermiques et autres coûts actuels
| Technologies | Coût en capital, excluant les intérêts ($/kWh) | Coûts variables – Exploitation et entretien ($/kWh) | Coûts fixes – Exploitation et entretien ($/kWh-an) | Coût thermique (MMbtu/MWh) |
|---|---|---|---|---|
| Production d’énergies renouvelables | ||||
| Énergie éolienne extracôtière | 3 561 | 0,0 | 189 | 3,4 |
| Énergie éolienne terrestre | 1 900 | 0,0 | 72 | 3,4 |
| Production commerciale d’énergie solaire photovoltaïque | 1 700 | 0,0 | 39 | 3,4 |
| Production d’énergie solaire photovoltaïque décentralisée – Commercial | 2 250 | 0,0 | 30 | 3,4 |
| Production d’énergie solaire photovoltaïque décentralisée – Résidentiel | 3 450 | 0,0 | 45 | 3,4 |
| Géothermie | 7 100 | 1,0 | 137 | 22,7 |
| Biomasse – Cycle de vapeur | 5 875 | 7,0 | 200 | 11,0 |
| Biomasse – IGCC | 6 071 | 13,0 | 220 | 9,6 |
| Bioénergie – IGCC + CSC | 9 223 | 19,0 | 270 | 9,7 |
| Valorisation énergétique des déchets – Cycle de vapeur | 6 463 | 7,7 | 220 | 13,3 |
| Valorisation énergétique des déchets – gaz d’enfouissement ou déchets agricoles pour les moteurs à combustion interne | 4 765 | 9,0 | 112 | 14,8 |
| Hydroélectricité – Grands barrages (>100 MW) | 4 500 | 0,0 | 51 | 4,0 |
| Hydroélectricité – Petits barrages (<100 MW) | 6 150 | 0,0 | 82 | 4,0 |
| Hydroélectricité – Transformation de barrages | 4 200 | 0,0 | 66 | 4,0 |
| Hydroélectricité – Centrales au fil de l’eau (<10 MW) | 5 025 | 0,0 | 58 | 4,0 |
| Hydroélectricité – Centrales au fil de l’eau (10 à 100 MW) | 3 910 | 0,0 | 45 | 4,0 |
| Hydroélectricité – Centrales au fil de l’eau (>100 MW) | 3 100 | 0,0 | 36 | 4,0 |
| Réaménagement hydroélectrique | 3 100 | 0,0 | 82 | 4,0 |
| Énergie marémotrice | 15 341 | 0,0 | 150 | 4,0 |
| Énergie des vagues | 10 500 | 0,0 | 131 | 22,7 |
| Production d’électricité au moyen de l’hydrogène | ||||
| Pile à combustible à hydrogène | 6 850 | 0,6 | 48 | 6.5 |
| Hydrogène – Cycle de vapeur | 1 575 | 10,0 | 39 | 9,9 |
| Hydrogène – Cycle combiné | 1 775 | 10,0 | 52 | 6.5 |
| Hydrogène mélangé – Cycle combiné + CSC | 3 300 | 12,0 | 112 | 6,8 |
| Production d’électricité à partir d’énergie nucléaire | ||||
| Nucléaire – Petits réacteurs modulaires | 9 262 | 3,0 | 63 | 10.5 |
| Nucléaire – classique | 9 100 | 4,0 | 242 | 8,4 |
| Production d’électricité à partir de combustibles fossiles | ||||
| Gaz naturel – Cycle simple | 1 300 | 9,0 | 38 | 9,7 |
| Gaz naturel – Cycle simple avec CSC | 4 746 | 10,0 | 130 | 10,9 |
| Cycle combiné du gaz naturel | 1 450 | 9,0 | 50 | 6,4 |
| Cycle combiné du gaz naturel avec CSC | 3 705 | 10,0 | 110 | 7,2 |
| Charbon – Technologie ultra-supercritique | 3 075 | 11,0 | 52 | 8,5 |
| Charbon – Technologie supercritique + CSC | 5 535 | 22,0 | 99 | 9,3 |
| Stockage de l’électricité | ||||
| Hydrogène – Piles à combustible et électrolyseurs | 4 849 | 0,6 | 38 | 8,1 |
| Stockage par air comprimé | 1 989 | 2,0 | 18 | 10,5 |
| Stockage dans des batteries au lithium | 435 | 0,0 | 65 | 4,0 |
| Stockage de l’énergie par pompage | 2 300 | 0,7 | 45 | 4,3 |
Élimination du carbone
Le modèle de l’offre d’électricité fait également le suivi de l’utilisation des unités de captage direct dans l’air (« CDA »), une technologie utilisée pour éliminer le dioxyde de carbone de l’atmosphère. Une grande quantité d’électricité et d’énergie thermique est requise pour exploiter une installation de CDA. Cette technologie, comme les électrolyseurs, peut être utilisée à tout moment. Par conséquent, le volet « exploitation » du modèle de l’offre d’électricité ciblerait les périodes d’utilisation du CDA de manière à réduire au minimum les coûts d’exploitation totaux du réseau électrique.
Cogénération d’électricité
Certaines installations industrielles canadiennes exploitent des centrales de cogénération, qui produisent simultanément de l’électricité ou de l’énergie mécanique et de l’énergie thermique utile (chauffage et/ou climatisation) à partir d’une seule source d’énergie. Dans certains cas, l’électricité produite par les centrales de cogénération est supérieure à la demande d’électricité de l’installation hôte. L’électricité excédentaire peut être exportée vers le réseau. La plupart des unités de cogénération se trouvent dans le secteur des sables bitumineux de l’Alberta. Le modèle de l’offre d’électricité interagit donc avec celui de l’offre de pétrole et de gaz pour effectuer le suivi de l’électricité produite conjointement (voir la figure E.2).
Principales données et hypothèses
Données sur les coûts et le rendement des technologies
Les critères utilisés pour construire et exploiter l’infrastructure électrique dans le modèle visent à réduire au minimum les coûts initiaux et les coûts d’exploitation. Par conséquent, le modèle de l’offre d’électricité utilise des données sur les coûts et le rendement des unités de production, des unités de stockage et des réseaux de transport d’électricité. Les données sur les coûts du réseau de transport proviennent de sources publiques et de renseignements propres aux projets. Pour les unités de production et de stockage, le modèle tient compte de deux catégories de coûts :
- Coût d’investissement initial
- Coût initial de l’équipement de production et de stockage
- Coût d’aménagement du projet
- Coût des nouvelles installations requises pour raccorder les unités de production et de stockage au réseau de transport
- Coûts engagés au point d’interconnexion
- Coûts d’exploitation
- Coûts fixes liés à l’exploitation et à l’entretien
- Coûts en combustible
- Coûts d’exploitation non liés aux combustibles
- Coût des émissions de carbone
L’information sur ces coûts provient de sources spécialisées comme l’Agence internationale de l’énergie (en anglais), le National Renewable Energy Laboratory (en anglais) des États-Unis et l’Agence internationale pour les énergies renouvelables. Les données sur les coûts et le rendement sont également liées aux principales hypothèses des scénarios. Par exemple, dans un scénario où le Canada et le reste du monde atteignent la carboneutralité, il est possible que des innovations dans le domaine des technologies à faibles émissions soient nombreuses et qu’elles entraînent une diminution des coûts et une hausse du rendement. De même, dans un scénario de tarification du carbone plus élevée, les coûts d’exploitation des technologies produisant des émissions seraient plus élevés. Comme le montre la figure E.1, le modèle de l’offre d’électricité formule pour chacun des scénarios des hypothèses sur les coûts et le rendement des technologies de production et de stockage d’électricité.
Données sur les ressources renouvelables
La production d’électricité à partir d’énergies renouvelables devrait dominer dans un avenir carboneutre. Les ressources d’énergie renouvelable disponibles (p. ex., éolien, solaire, hydroélectrique, biomasse) varient d’une région à l’autre du pays. De plus, la disponibilité de la plupart des ressources renouvelables varie selon les périodes. Le modèle de l’offre d’électricité doit donc avoir accès à des estimations fiables de la disponibilité des ressources renouvelables dans les provinces et territoires canadiens. Il tire ces informations de sources reconnues, notamment les suivantes :
- Ensembles de données climatiques en génie (Environnement et Changement climatique Canada)
- Ensembles de données sur les ressources renouvelables en Amérique du Nord (National Renewable Energy Laboratory des États-Unis) (en anglais)
- Données sur les ressources du modèle de l’offre de bioénergie de la Régie
- Commission géologique du Canada
- Divers services publics et organismes provinciaux
Principaux résultats du modèle
Le modèle de l’offre d’électricité produit les résultats énumérés ci-après. Les estimations sont exprimées par intervalles horaires et sont regroupées pour produire des résultats annuels.
- Capacité installée de production et de stockage d’électricité selon la technologie et la région.
- Production annuelle d’électricité selon la technologie et la région.
- Capacité de transport interprovinciale par couloir de transport.
- Échanges annuels d’électricité entre les provinces et avec les États-Unis.
- Coût annuel moyen de la production d’électricité selon la région.
- Émissions annuelles de GES provenant de la production d’électricité, par région.
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