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LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES INTELLIGENTS AU CANADA (SMART GRID) – APERÇU DE L’INDUSTRIE EN 2010
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN 8 février 2011
LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES INTELLIGENTS AU CANADA – APERÇU DE L’INDUSTRIE EN 2010
Préparé par :
David Beauvais, ing., MPA Centre de la technologie de l’énergie de CANMET – Varennes
Ralph G. Zucker, ing. Directeur exécutif SmartGrid Canada
Date
8 février 2011
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN 8 février 2011
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN ‐ i ‐ 8 février 2011
AVIS
Le présent rapport est diffusé uniquement à titre documentaire. Il ne reflète pas nécessairement
l’opinion du Gouvernement du Canada et ne constitue une recommandation à l’égard d’aucun produit
commercial ni d’aucune personne. Ni le Gouvernement du Canada, ni ses ministres, agents, employés
ou mandataires ne donnent de garantie à l’égard du présent rapport et n’assument aucune
responsabilité liée à son utilisation.
REMERCIEMENTS
Lisa Dignard‐Bailey (CanmetÉNERGIE), Meli Stylianou (CanmetÉNERGIE), Dean Craig (ENMAX), Alex A
Babij (SaskPower), Christian Perreault (Hydro‐Québec), Darin Lamont (Saint John Energy), Robert
Younker (Maritime Electric), Joshua Wong (Toronto Hydro), Bill Friday and Ravi Seethapathy (Hydro
One), Steve Pothier (NS Power), Michel Losier (NB Power), Brent Jorowski (Manitoba Hydro).
AUTEURS
David Beauvais, ing., MPA
David Beauvais est chef de projet Smart Grid à CanmetÉNERGIE, un laboratoire de
Ressources naturelles Canada. Il dirige des activités de Recherche et Développement
sur les réseaux électriques intelligents et offre du support aux projets de
démonstration menés par l’industrie. Auparavant, il a travaillé à la planification du
réseau électrique chez Hydro‐Québec et AECOM, et à la réglementation économique
à la Régie de l’Énergie du Québec. David est ingénieur électrique et il détient une
maîtrise en Administration publique – Management international.
Ralph Zucker, ing.
Ralph Zucker est le directeur exécutif de SmartGrid Canda. Ingénieur expérimenté, il
a travaillé plusieurs années pour les services publics d’électricité en génie, en
économie et en planification stratégique. Chez BC Hydro, il a dirigé le Groupe de
gestion des actifs de distribution et, plus récemment, l’élaboration de la vision et le
développement de la feuille de route sur les réseaux intelligents. Il est membre de
l’IEEE et du CIGRÉ et a siégé au conseil d’administration de GridWise Alliance. Il est
actuellement membre actif de l’Intelligent Grid Coordinating Committee de l’IEEE et
de deux comités de l’EPRI, le Distribution Executive Committee et le Smart Grid Exe
cutive Committee.
TABLE DES MATIÈRES
Introduction .................................................................................................................................................. 4
L’électricité au Canada ...........................................................................................................................................4
Alberta et Saskatchewan : Les provinces consommatrices de charbon deviennent plus vertes ...........................7
Colombie‐Britannique, Québec, Manitoba, Terre‐Neuve‐et‐Labrador : Les producteurs hydroélectriques .........7
Ontario : Virage vert et conservation, élimination du charbon, arrivée des énergies renouvelables................. 11
Nouvelle‐Écosse, Nouveau‐Brunswick et Île‐du‐Prince‐Édouard : L’énergie éolienne aux portes de l’Atlantique13
Activités du gouvernement fédéral ......................................................................................................................14
Conclusion................................................................................................................................................... 17
TABLEAU DES FIGURES
Figure 1 : Exportations et importations d’électricité selon l’ONÉ, janvier 2009 à décembre 2009 (GWh) ........................................................................................................... 5
Figure 2 : Production d’électricité et portfolio énergétique au Canada ................................................... 6
Figure 3 : Cadre de développement du réseau électrique intelligent de BC Hydro (Courtoisie de BC Hydro)............................................................................................................ 8
Figure 4 : Campus du BCIT à Burnaby, où les technologies de réseaux intelligents sont démontrées dans le cadre d’initiatives de recherche sur les micro‐réseaux. (Photo : BCIT) ........................ 9
Figure 5 : Stratégie d’Hydro‐Québec pour le développement et le déploiement d’un réseau intelligent (Coutroisie d’Hydro‐Québec) .................................................................................10
Figure 6 : Parc solaire First Light Solar Farm, 9,1 MW, à Stone Mills, Ontario (Photo : Dave Turcotte) ...........................................................................................................11
Figure 7 : Projet du système de distribution avancée d’Hydro One (Courtoisie d’Hydro One)...............12
Figure 8 : Laboratoire de recherche de CanmetÉNERGIE à Varennes, Canada ......................................15
Figure 9 : Projet de démonstration par Pulse Energy à Hartley Bay (C.‐B.) ............................................15
Figure 10 : Présentation schématique du protocole de gestion automatisée à la demande (openADR) testé par CanmetÉNERGIE et les partenaires du projet. ......................................16
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN ‐ ii ‐ 8 février 2011
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN ‐ iii ‐ 8 février 2011
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN ‐ 4 ‐ 8 février 2011
INTRODUCTION
La modernisation des réseaux électriques est en cours dans de nombreux pays à travers le monde.
Motivés par des facteurs importants comme le développement économique, la sécurité nationale,
l’environnement et l’intégration des énergies renouvelables, les provinces, les états et les pays
priorisent les innovations technologiques à déployer afin de rendre le réseau électrique plus
intelligent « Smart Grid ».
Au Canada, le développement des réseaux électriques intelligents a progressé au cours des dernières
années. Lors de la Consultation d’Industrie Canada sur l’économie numérique en 2010, les réseaux
électriques intelligents ont été identifiés comme une composante essentielle d’une économie
numérique basée sur le savoir. Au cours des deux dernières années, l’activité s’est intensifiée, la
recherche s’est accrue et de nombreuses applications ont été déployées sur le réseau. Une initiative
importante dans le domaine est le Fonds pour l’énergie propre (FEP), annoncé par Ressources naturelles
Canada le 19 mai 2009. Ce fond comporte un volet de démonstration pour les énergies renouvelables et
les technologies énergétiques propres. Dix‐neuf projets de démonstration ont été annoncés dans six
secteurs technologiques, dont le stockage de l’énergie et les réseaux électriques intelligents. Ces projets
représentent 146 millions de dollars en contributions du FEP1.
La croissance des activités canadiennes dans le domaine crée un besoin de sensibiliser la population, de
partager les connaissances et de collaborer sur la recherche et la mise en œuvre de projets. SmartGrid
Canada a récemment été fondé, comme organisme sans but lucratif, afin d’encourager le
développement de ce domaine. Regroupant de nombreux membres, dont des services publics, des
manufacturiers et des fournisseurs de technologies et de services, des universités et d’autres
associations industrielles, SmartGrid Canada2 entend être la figure de proue de secteur pour le bénéfice
de tous les Canadiens. Enfin, l’industrie canadienne fait également preuve de leadership, grâce à la mise
en place d‘innitiatives, comme le Réseau de recherche stratégique sur les micro‐réseaux intelligents du
CRSNG et le Smart Grid Standards Task Force.
Le Canada a un grand rôle à jouer dans le développement des réseaux intelligents, soit en renforçant la
culture d’innovation et l’expertise technique déjà présente dans de nombreux secteurs de son
économie. Le présent document donne un aperçu des activités canadiennes dans le domaine des
réseaux électriques intelligents et présente les initiatives mises de l’avant par les provinces, les
compagnies d’électricité et le gouvernement fédéral.
L’électricité au Canada
Il est difficile de comparer le développement des réseaux électriques intelligents au Canada avec celui
d’autres pays. Le Canada est une fédération de dix provinces et de trois territoires. La planification des
ressources électriques et la réglementation économique des compagnies publiques de transport et de
distribution d’électricité sont de compétence provinciale. La compétence fédérale se limite à la
production d’électricité nucléaire, aux exportations d’électricité, à la mesure, aux télécommunications et
1 Projets du FEP, http://www.nrcan.gc.ca/eneene/science/renren‐fra.php, mise à jour du 15 novembre 2010. 2 SmartGrid Canada (SGC) est un nouvel organisme national voué à la mise en place de réseaux électriques plus modernes et plus efficaces pour le bénéfice de tous les Canadiens. www.sgcanada.org.
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à la R et D. Les questions environnementales sont de compétence partagée entre le gouvernement
fédéral et les provinces.
Chaque province possède une variété de sources de production d’énergie électrique, étroitement
tributaire des ressources présentes sur son territoire. L’utilisation de l’électricité pour le chauffage et
l’eau chaude domestique est dominante dans les provinces pourvues en ressources hydroélectriques,
tandis que l’on utilise le gaz naturel ou le mazout dans les autres provinces. Le Canada compte sur
plusieurs types de ressources naturelles. Le pays occupe le premier rang mondial pour la production
d’uranium, le deuxième pour l’hydroélectricité et le troisième pour le gaz naturel. En outre, il est
deuxième au monde pour ce qui est des réserves de pétrole brut. Le secteur de l’énergie est l’un des
principaux moteurs de l’économie canadienne, il représente environ 6 % du produit intérieur brut (PIB).
Le secteur de l’électricité génère à lui seul environ 2 % du PIB. Tant le secteur de l’énergie dans son
ensemble que le secteur de l’électricité en particulier sont appelés à jouer un rôle accru dans notre
avenir économique.
Comme l’illustre la figure ci‐dessous, le Canada était un exportateur net d’électricité en 2009. Cinq
provinces – le Manitoba, l’Ontario, Terre‐Neuve‐et‐Labrador, le Nouveau‐Brunswick et le Québec – sont
des exportateurs nets d’électricité, tandis que les cinq autres sont des importateurs nets. L’électricité
produite au Labrador circule par le réseau de transport du Québec.
Figure 1 : Exportations et importations d’électricité selon l’ONÉ, janvier 2009 à décembre 2009 (GWh)3
L’illustration ci‐dessous montre qu’une grande partie de l’électricité au Canada est produite par des
centrales hydroélectriques et nucléaires. Plus de 75 % de l’énergie électrique produite au Canada émet
peu ou pas de gaz à effet de serre. L’importance de notre production hydroélectrique explique
également le faible coût de l’électricité dans plusieurs provinces. Cependant, ce pourcentage élevé
d’énergie renouvelable et non polluante à l’échelle nationale ne reflète pas les disparités régionales.
Certaines provinces sont confrontées au coût croissant de l’électricité, essentiellement dû à l’utilisation
du pétrole et du gaz comme combustible pour la production d’électricité.
3 Office national de l’énergie, www.neb‐one.gc.ca.
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Figure 2 : Production d’électricité et portfolio énergétique au Canada4
Bien que certaines provinces aient été proactives dans l’élaboration de politiques sur l’énergie verte et
pour soutenir le développement des réseaux électriques intelligents, d’autres sont encore à évaluer la
meilleure approche à suivre. Dans plusieurs provinces, l’industrie joue un rôle de leadership : plusieurs
compagnies d’électricité, fournisseurs et chercheurs travaillent sur des initiatives visant les réseaux
électriques intelligents.
On peut télécharger depuis le site Web de CanmetÉNERGIE5 un tableau qui donne un aperçu des
applications des réseaux électriques intelligents en cours de planification ou déployées au Canada. Le
tableau présente des projets mis de l’avant par les compagnies d’électricité, ainsi que les programmes
de démonstration dans le cadre du FEP. Toutefois, ce tableau ne représente pas les progrès des secteurs
des bâtiments intelligents, des systèmes énergétiques communautaires ou des infrastructures de
production distribuée et de recharge de véhicules électrique, qui font souvent partie de la feuille de
route ou d’une vision plus élargie des réseaux électriques intelligents.
Pour donner une meilleure idée des nombreux développements dans le domaine des réseaux
électriques intelligents, la suite de ce document présentera le contexte dans plusieurs provinces
canadiennes et présentera l’évolution de l’industrie dans ces marchés régionaux.
4 Source statistique : RNCan (génération d’électricité par provinces); North American Electric Reliability Council (NERC, grid) Carte : Global Energy Network Institute (GENI)
5 Une version actualisée de ce tableau est disponible à l’adresse suivante : http://canmetenergy‐canmetenergie.nrcan‐
rncan.gc.ca/fra/energies_renouvelables/integration_red/publications.html?2010‐087.
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN ‐ 7 ‐ 8 février 2011
Alberta et Saskatchewan : Les provinces consommatrices de charbon deviennent plus vertes
L’Alberta est la seule province au Canada où le secteur de l’électricité est entièrement déréglementé,
tant au niveau du marché de gros que du marché de détail. La production locale est en grande partie
assurée par le charbon, le pétrole et le gaz. Ces dernières années, le développement éolien dans la
province a été considérable. En 2010, l’Alberta possédait la deuxième plus grande capacité de
production éolienne au Canada.
En mars 2010, la législature provinciale a rendu une ordonnance spécifique exigeant de l’Alberta Utilities
Commission qu’elle dépose un rapport d’ici janvier 2011 sur les activités relatives aux réseaux
électriques intelligents et les enjeux de réglementation6 dans la province. Jusqu’à présent, le
développement des réseaux intelligents en Alberta a été principalement soutenu par l’industrie.
ENMAX, le distributeur d’électricité local à Calgary, travaille à moderniser son réseau électrique. Cette
compagnie de service public a mise en œuvre un vaste projet d’automatisation afin d’améliorer la
fiabilité de son réseaux de distribution d’électricité. Plus de 175 nouveaux interrupteurs automatisés,
fabriqués par S&C Electric ont été déployés. La télélecture de compteurs (AMR) est maintenant en place
pour recueillir les données des compteurs. Récemment, ENMAX a annoncé un important partenariat
avec Cisco Systems Inc. pour gérer les données provenant des systèmes de gestion de l’énergie. En 2010,
Power Measurement Limited (Schneider Electric) a reçu une subvention du FEP. Ce projet de 10 M$ CAN
fera la démonstration du système EMBIP, une plate‐forme d’information d’affaires sur la gestion
énergétique dans un immeuble en hauteur appartenant à Brookfield Properties à Calgary.
Chez FortisAlberta, le service public qui dessert le sud de la province, un vaste projet de télélecture
(AMR) a été conclu en 2010. Plus de 400 000 compteurs supportant la lecture à distance ont été
installés.
En Saskatchewan, le gouvernement a décidé récemment de rendre obligatoire les compteurs
intelligents7 d’ici 2014. La province accueille plusieurs projets de démonstration de capture du carbone
et des technologies du charbon propre, financés par le fond de démonstration fédéral FEP.
Colombie‐Britannique, Québec, Manitoba, Terre‐Neuve‐et‐Labrador : Les producteurs hydroélectriques
Dans ces quatre provinces, plus de 90 % de l’électricité est d’origine hydroélectrique. Des grands
barrages sont gérés de façon à offrir les surplus d’électricité sur le marché et à assurer un service
d’équilibrage aux producteurs d’énergie renouvelable. D’importants ouvrages hydroélectriques sont
prévus ou en construction pour les besoins locaux et pour l’exportation. On prévoit que l’électrification
des transports, alimentée par la production d’électricité de ces centrales hydroélectriques devrait faire
augmenter la demande locale d’électricité à moyen terme. Dans ces provinces, diverses applications
liées aux réseaux électriques intelligents sont déployées et mises à l’essai, notamment pour accroître la
fiabilité et l’efficacité du réseau.
6 http://www.qp.alberta.ca/documents/orders/orders_in_council/2010/310/2010_093.html 7 Les compteurs intelligents (AMR) peuvent accomplir plusieurs fonctions, allant des fonctions de télélecture de base aux fonctions évoluées de comptage (tarification dynamique, déconnexion à distance, détection de vol, etc.). La technologie des compteurs choisie et les applications logicielles déployées par les services publics donnent lieu à divers ensembles applicatifs.
Au Manitoba et au Québec, les innovations passées dans les technologies à haute tension ont contribué
au renforcement des compétences locales en matière de transport d’énergie. Le Manitoba HVDC
Research Centre, une filiale de Manitoba Hydro, a augmenté à 500 kV la capacité de transport du
courant continu à haute tension, tandis qu’Hydro‐Québec a conçu une solution de transport du courant
alternatif à 735 kV, comportant plusieurs dispositifs de transmission flexible en courant alternatif
(FACT). Ces deux services publics et leurs laboratoires ont installé depuis plusieurs années déjà des
mesureurs de phase sur leur réseau. La Midwest ISO fait actuellement l’essai au Manitoba d’un réseau
de phaseurs synchrones « synchrophaseurs » pour connaître en temps réel l’état de la situation dans
une grande région. L’Université du Manitoba, ERLPhase Power Technologies Ltd. et l’Institut de
Recherche en Électricité d’Hydro‐Québec (IREQ) réalisent également des recherches dans ce domaine.
BC Hydro est active dans plusieurs secteurs des réseaux intelligents depuis plusieurs années, avec plus
d’une douzaine applications à l’essai ou déployées. La figure ci‐dessous présente leur cadre de
développement des réseaux électriques intelligents.
Figure 3 : Cadre de développement du réseau électrique intelligent de BC Hydro (Courtoisie de BC Hydro)
Ce service public, propriété de la province, a lancé un Programme de déploiement de compteurs
intelligents et un programme de développement du réseau électrique intelligent, dans la foulée de la
nouvelle loi de la Colombie‐Britannique sur l’énergie propre. Le déploiement des compteurs intelligents
a été annoncé en janvier 2011. Le développement d’un système de gestion de la distribution (DMS) avec
Telvent Canada Ltd, une société basée à Calgary, permettra des applications telles que la gestion de la
tension et de la puissance réactive « volt & var » et la reconfiguration du réseau. L’îlotage planifié des
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réseaux ruraux est actuellement testé afin de maintenir le service dans les collectivités par le recours à
des centrales au fil de l’eau. Plus récemment, BC Hydro a reçu une subvention du FEP pour démontrer
l’îlotage planifié avec stockage batterie pour soutenir une ligne de distribution. Ce projet, évalué à
12,5 M$ CAN, vise à démontrer les avantages du stockage avec batteries afin de réduire les temps de
pannes et de fournir une capacité de réserve.
La Colombie‐Britannique compte sur une industrie dynamique en technologies de l’information et en
communications pour soutenir le développement de réseaux intelligents. Plusieurs sociétés sont actives
dans ce domaine : Tantalus offre une infrastructure de mesurage avancé (AMI) et des technologies de
gestion de la pointe (Demand Response), Schneider (anciennement Xantrex) fournit des onduleurs,
Power Measurement (Schneider Electric) produit des compteurs haut de gamme et des systèmes de
gestion de l’énergie, Delta Controls fabrique des systèmes de domotique pour bâtiments, Corinex
Communications fabrique des systèmes de courant porteurs en ligne haute vitesse, Pulse Energy a conçu
un logiciel de gestion de l’énergie et Legend Power a mis au point un système d’optimisation de la
tension. Plusieurs projets de démonstration se déroulent au British Columbia Institute of Technology
(BCIT). Cet institut mène plusieurs activités de R et D, notamment sur les micro‐réseaux, les
communications pour réseaux intelligents, la gestion de la demande et les électroménagers intelligents.
Figure 4 : Campus du BCIT à Burnaby, où les technologies de réseaux intelligents sont
démontrées dans le cadre d’initiatives de recherche sur les micro‐réseaux. (Photo : BCIT)
Des travaux récents chez Hydro‐Québec Distribution ont démontré son leadership en automatisation et
en surveillance du réseau. Plusieurs tests sur des équipements fonctionnant à moyenne tension sont
effectués sur la ligne d’essai de l’IREQ, une installation clef dans l’évaluation des technologies
d’automatisation des réseaux. Plus de 2 150 commutateurs et disjoncteurs‐réenclencheurs sont
désormais automatisés dans la province, chiffre qui devrait passer à 3 450 en 2012. Un projet pilote de
gestion de la tension et de la puissance réactive (CATVAR), en cours depuis novembre 2008, a démontré
qu’il serait possible d’économiser plus de 2 TWh à l’échelle provinciale. Le déploiement complet de cette
solution nécessite l’approbation réglementaire (printemps 2011). Par ailleurs, la recherche et les projets
de démonstration en localisation des pannes démontrent le potentiel d’utiliser du mesurage sur les
lignes aériennes afin de réduire les temps de d’indisponibilité du réseau. Un projet spécial appelé « Zone
de réseau interactif », évalué à 20 M$ CAN a reçu des fonds dans le cadre du Programme de
démonstration du FEP. Ce projet situé à Boucherville, en banlieue de Montréal, démontrera l’utilisation
effective d’un Système de gestion de la distribution (DMS) afin d’intégrer le système « CATVAR », la
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reconfiguration du réseau, la production distribuée, l’infrastructure de mesurage avancé, ainsi que la
recharge intelligente des voitures électriques. Hydro‐Québec prévoit également déployer une
infrastructure de mesurage avancé avec compteurs intelligents. En septembre 2010, Hydro‐Québec
procédait au choix des technologies. À noter que l’IREQ soutient Hydro‐Québec Distribution dans le
domaine de la gestion de la demande. Le rôle de la « Zone de réseau interactif » dans la feuille de route
des réseaux électriques intelligents d’Hydro‐Québec est présenté ci‐dessous.
Figure 5 : Stratégie d’Hydro‐Québec pour le développement et le déploiement d’un réseau intelligent
(Coutroisie d’Hydro‐Québec)
L’industrie des réseaux électriques intelligents au Québec est également bien établie. Plusieurs sociétés
sont à l’œuvre dans la province : General Electric offre des systèmes DMS/EMS, CYME International
(maintenant Cooper Power Systems) propose des logiciels de simulation de réseaux et des services‐
conseils, tandis que Cybectec (maintenant Cooper Power Systems) propose un terminal à distance pour
l’acquisition des données aux postes électriques. Gentec fabrique des systèmes d’acquisition pour les
postes électriques, ainsi que des chargeurs de batteries et des systèmes de gestion de bâtiment.
Synapse développe des thermostats et des contrôles intelligents, Vizimax fabrique des systèmes
d’acquisition de données (RTU) et des plates‐formes pour la gestion à distance de la production
distribuée et Spectrum Expert construit des réseaux privés de télécommunications pour les services
publics. ABB et Areva (maintenant Alstom) sont des fournisseurs d’équipements électriques, bien établis
dans la province. Enfin, le CEATI, une organisation internationale établie à Montréal, dirige de la
recherche coopérative avec des groupes d’intérêt du domaine de l’électricité8.
Vu les faibles émissions de gaz à effet de serre (GES) dans le secteur de l’électricité, le plus grand
potentiel de réduction des GES dans ces provinces productrices d’hydroélectricité est dans le secteur
des transports. Un travail considérable l’intégration des véhicules électriques est réalisé en Colombie‐
Britannique et au Québec. La Zone de Réseau interactif d’Hydro‐Québec, mentionné plus haut, évaluera
l’impact des infrastructures de recharge des véhicules électriques (VE) ainsi que de nombreux autres
projets de démonstration des VE. De nombreux travaux de recherche et de démonstration sur les VE ont
été entrepris ces dernières années en Colombie‐Britannique. Des travaux sur les infrastructures de
8 Rapports du CEATI : Electric Distribution Utility Roadmap : Common Infrastructure and Electric Distribution Utility Roadmap : The Case for Change.
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recharge et sur les questions de qualité de l’onde sont entrepris dans plusieurs organisations, dont le
CEATI, à Ressources naturelles Canada (RNCan), BC Hydro et d’autres services publics en Amérique du
Nord.
Ontario : Virage vert et conservation, élimination du charbon, arrivée des énergies renouvelables
Les activités visant la mise en place d’un réseau intelligent en Ontario sont bien connues en Amérique
du Nord. Parmi les mesures les plus progressives adoptées par la province, mentionnons la législation
sur l’installation obligatoire de compteurs intelligents et une politique de rachat des énergies vertes
(Feed‐In tariff). Plusieurs organismes, dont l’Independent Electric System Operator (IESO), l’Ontario
Power Authority (OPA) et la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO), ainsi que les transporteurs et
les distributeurs d’électricité, coordonnent leurs efforts afin d’intégrer plus efficacement les énergies
renouvelables au réseau.
La Loi sur l’énergie et l’économie verte9, promulguée en 2009, démontre un engagement clair envers les
réseaux intelligents et les énergies propres. On constate une volonté ferme au sein du gouvernement et
dans toutes les organisations liées à l’énergie dans la province de déclasser toutes les centrales au
charbon d’ici 2014. En Ontario, l’IESO a été l’hôte de l’Ontario Smart Grid Forum et a publié un rapport
intitulé Enabling Tomorrow’s Electricity System, qui présente la perspective de l’industrie sur les réseaux
électriques intelligents10.
Figure 6 : Parc solaire First Light Solar Farm, 9,1 MW, à Stone Mills, Ontario (Photo : Dave Turcotte)
On dénombre plus de 80 distributeurs d’électricité en Ontario et une importante société de la
Couronne, Hydro One. Il incombe à chaque distributeur local de développer son infrastructure de
mesurage avancé (AMI), d’automatiser son réseau et d’assurer la surveillance de ses actifs. Plusieurs
solutions offertes par divers fournisseurs sont en cours de déploiement. Hydro One a choisi Trilliant
pour le déploiement d’une infrastructure AMI sur son vaste territoire. Elle utilise WiMAX pour relier le
9 http://www.mei.gov.on.ca/fr/energy/gea/index.php, 14 mai 2009. 10 http://www.ieso.ca/imoweb/pubs/smart_grid/Smart_Grid_Forum‐Report.pdf, février 2009.
réseau AMI à ses installations. Hydro One prévoit aménager une zone intelligente à Owen Sound, où
plusieurs solutions de gestion de la pointe seront testées. Deux postes de transmission, quatre postes de
distribution et sept circuits de distribution seront modernisés. Les objectifs commerciaux à valider dans
le cadre de ce projet pilote sont la mise en valeur de la production distribuée, l’automatisation des
réseaux et l’utilisation d’outils de planification. La recharge des véhicules électriques d’Hydro‐One et de
ses clients pourrait faire l’objet d’un ajout futur. Ce projet est illustré à la figure 6.
Figure 7 : Projet du système de distribution avancée d’Hydro One (Courtoisie d’Hydro One)
Des programmes de participation active des clients (Demand Response) sont en cours d’élaboration par
les services publics et par l’OPA. Cet organisme provincial est responsable des programmes de réduction
de la pointe et de conservation. Dans la région métropolitaine de Toronto, plusieurs initiatives visent à
réduire la congestion. Le contrôle direct de la charge des thermostats, la production combinée de
chaleur et d’électricité et la production décentralisée sont quelques‐unes des solutions retenues pour
éliminer le besoin de nouvelles installations de transport d’électricité dans cette région.
Le groupe d’intérêt des services publics du CEATI a reçu une subvention du FEP afin de démontrer la
possibilité de réutiliser les batteries usagées des véhicules hybrides pour des applications sur les réseaux
électriques. Dans ce projet de 8,2 M$ CAN, sera utilisé des batteries lithium‐ion usagée afin de réduire la
charges dans trois réseaux d’électricité en Ontario et au Manitoba. Le Manitoba HVDC Research Centre,
Toronto Hydro et Hydro One participent à cette initiative. L’Université Ryerson, hôte du nouveau Centre
for Urban Energy, assurera l’encadrement universitaire. Plusieurs projets sont en cours pour régler le
problème de la croissance de la demande dans les centres urbains comme Toronto. La gestion de la
demande, le stockage de l’énergie et la production locale sont parmi les approches à l’étude pour
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résoudre ce problème. D’autres universités ontariennes mènent des travaux sur les réseaux électriques
intelligents, y compris l’Université de Waterloo et l’Université de Toronto.
Plusieurs entreprises ont augmenté leurs investissements dans la province, en réponse aux incitatifs du
gouvernement de l’Ontario pour soutenir l’énergie solaire et éolienne, le déploiement de compteurs
intelligents et le développement de la gestion de la demande. Les fabricants de compteurs Itron, Elster
et GE Multilin sont basés en Ontario. Lixar (maintenant Gridpoint), Regen Energy, Direct Energy et
EnerNOC sont parmi les entreprises qui fournissent des solutions technologiques ou un service
d’agrégation de gestion de pointe dans la province. Enbala Power Systems offre une solution de
régulation de la puissance du réseau et a récemment mis en place un projet pilote afin de fournir des
services auxiliaires à l’IESO11.
L’industrie des télécommunications est active depuis de nombreuses années en Ontario. Pour assurer
les besoins de communications, Redline propose des solutions WiMAX et RuggedCom, des
commutateurs, des routeurs et des stations de base pour environnements difficiles. Kinect propose des
capteurs pour les réseaux intelligents et des systèmes de communications pour la gestion des actifs du
réseau, et e‐Radio offre des systèmes de communications FM intégrés pour les réseaux intelligents.
Enfin, le Centre d’excellence en énergie de l’Ontario12, un organisme de financement situé à Toronto,
investit dans la recherche sur les systèmes énergétiques et les nouvelles technologies comme les
réseaux intelligents et le transport d’électricité. Ce centre fait le pont entre les établissements
universitaires et l’industrie en Ontario, afin de favoriser l’innovation et le transfert de technologie.
Nouvelle‐Écosse, Nouveau‐Brunswick et Île‐du‐Prince‐Édouard : L’énergie éolienne aux portes de l’Atlantique
Dans les trois provinces maritimes, les prix de l’électricité sont les plus élevés au Canada, en grande
partie en raison de l’utilisation de combustible pour produire l’électricité. Le Nouveau‐Brunswick
dispose d’un portefeuille de ressources qui inclut le nucléaire, l’hydroélectricité, le charbon et le pétrole.
En Nouvelle‐Écosse, l’électricité provient surtout du charbon, mais la province a aussi recours à
l’hydroélectricité et au pétrole. Ces deux provinces sont interconnectées, mais chacune opère
indépendamment sa zone électrique.
L’Île‐du‐Prince‐Édouard génère plus de 15 % de son électricité à partir du vent. Un projet de
démonstration du FEP, mené par l’Institut de l’énergie éolienne du Canada, étudiera les problèmes de
production, d’exploitation, de stockage et d’installation liés aux petits et aux grands parcs éoliens. Le
budget du projet est de 25 M$ CAN.
Une étude récente sur le potentiel éolien13 au Nouveau‐Brunswick indiquait que les facteurs de capacité
dépasseraient 40 % dans plusieurs régions, représentant un potentiel commercial de plus de 5 500 MW
de production éolienne. La Nouvelle‐Écosse dispose, outre du vent, d’un potentiel considérable de
production marémotrice. Cependant, l’augmentation des énergies renouvelables dans le portfolio
11 Source : http://www.enbala.com/smart_grid_pilot_program.html
12 http://www.oce‐ontario.org/Pages/Home.aspx
13 « Large Scale Wind Power in New Brunswick », étude préparée par Ea Energy Analyses pour New Brunswick System Operator et le ministère de l’Énergie du Nouveau‐Brunswick en août 2008.
énergétique des Maritimes nécessitera une plus grande flexibilité dans l’équilibrage de ses réseaux
électriquex. L’amélioration des installations de transport, la fusion des zones d’équilibrage ou le
développement de la production locale pour équilibrer les ressources sont parmi les scénarios à l’étude.
Dans ce contexte, il est anticipé que le développement de réseaux intelligents dans cette région visera à
faciliter l’intégration des énergies renouvelable,s tout en minimisant les coûts. Un consortium
regroupant Énergie Nouveau‐Brunswick, Nova Scotia Power, Maritime Electric et Saint John Energy a
reçu une subvention du FEP pour un projet de démonstration de 4 ans, au coût de 38 M$ CAN. Le projet
PowerShift Atlantic vise à équilibrer l’énergie éolienne par l’utilisation de charges modulées
(dispatchable) et du stockage thermique. Le projet inclut l’installation de systèmes de surveillance et de
contrôle dans 2 000 bâtiments de l’Î.‐P.‐É., du N.‐B. et de N.‐É. L'alimentation des systèmes
commerciaux de climatisation, chauffage et ventilation sera modulée et le cycle de service des
accumulateurs thermiques électriques et des chauffe‐eau domestiques sera ajusté en fonction de la
disponibilité de l’énergie éolienne dans la région. L’Université du Nouveau‐Brunswick travaille en étroite
collaboration avec le consortium. L’Université Dalhousie, à Halifax, fait également des recherches dans
ce domaine.
D’autres initiatives en réseaux intelligents aux Maritimes se déroulent à Saint John (N.‐B.). La compagnie
d’électricité, propriété de la ville, emploie le système AMI TuNET de Tantalus pour la collecte des
données des compteurs et le contrôle à distance des chauffe‐eau. Enfin, pour inciter un plus grand
nombre de clients à gérer leur demande de pointe lors du passage à la tarification dynamique de
l’électricité, Nova Scotia Power offre un soutien technique aux clients pour l’installation de systèmes de
chauffage électrique doté de stockage thermique.
Activités du gouvernement fédéral
Industrie Canada est responsable des développements des politiques en télécommunication, y compris
l’allocation du spectre de fréquence pour le sans fil. Ce ministère a également entreprit des travaux sur
les réseaux électriques intelligents à son Centre de recherche sur les communications, à Ottawa. En
outre, Mesures Canada, un organisme d’Industrie Canada, est responsable de la fiabilité des compteurs
électrique au Canada. Une décision importante a récemment été prise dans le domaine des
télécommunications et des réseaux électriques intelligents au Canada. Le 12 décembre 2008, Industrie
Canada a rendu sa décision sur l’attribution de la bande de 1 780 à 1 850 MHz. La recherche et les
efforts déployés par l’entremise de l’Utilities Telecom Council of Canada (UTCC) ont mené à l’attribution
de la plage radio de 1 800 à 1 830 MHz pour la maintenance et la gestion des réseaux électriques.
Ressources naturelles Canada gère des travaux de R et D dans le secteur de l’énergie, à travers son
centre de recherche de CanmetÉNERGIE à Varennes. RNCan effectue de la R et D sur les réseaux
intelligents en vue d’intégrer les énergies renouvelables, en collaboration avec des partenaires
industriels et universitaires. RNCan coordonne ses efforts avec d’autres ministères et des organisations
internationales qui entreprennent également des travaux dans le domaine.
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN ‐ 14 ‐ 8 février 2011
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN ‐ 15 ‐ 8 février 2011
Figure 8 : Laboratoire de recherche de CanmetÉNERGIE à Varennes, Canada14
Parmi les activités en cours, mentionnons la modélisation des charges et la simulation des réseaux avec
des ressources distribuées, l’évaluation des technologies de réseau, des projets de démonstration et des
travaux de normalisation. CanmetÉNERGIE collabore avec les collectivités éloignées de Nemiah et de
Hartley Bay, en Colombie‐Britannique, afin de concevoir et de tester des micro‐réseaux en régions
éloignées utilisant l’énergie solaire, l’hydroélectricité au fil de l’eau et l’énergie éolienne. Le laboratoire
met également à l’essai des technologies pour équilibrer les surplus et déficits d’énergie renouvelables
et optimiser la répartition des génératrices diesel. La figure ci‐dessous illustre un projet de
démonstration par Pulse Energy à Hartley Bay (C.‐B.).
Figure 9 : Projet de démonstration par Pulse Energy à Hartley Bay (C.‐B.)
De plus, CanmetÉNERGIE à Varennes effectue de la R et D sur les bâtiments intelligents. Ces travaux
portent sur la gestion de l’énergie consommée, les prévisions énergétiques, ainsi que la conception et la
mise en œuvre de systèmes de gestion automatisée à la demande dans les bâtiments commerciaux. La
figure ci‐dessous illustre les trois principaux sites de démonstration d’une gestion automatisée de la
demande avec le protocole OpenADR.
14 http://canmetenergy‐canmetenergie.nrcan‐rncan.gc.ca/fra/energies_renouvelables/integration_red.html
Figure 10 : Présentation schématique du protocole de gestion automatisée à la demande (openADR) testé par
CanmetÉNERGIE et les partenaires du projet.
De concert avec le Conseil canadien des normes et des partenaires, CanmetÉNERGIE a établi un groupe
de travail national sur les normes et technologies « Smart Grid ». Les membres du groupe de travail
collaborent afin d’établir les priorités canadiennes et participent à des projets conjoints visant le
développement des normes en Amérique du Nord. Le groupe formulera des recommandations pour
l’harmonisation de normes internationales supervisées par la Commission électrotechnique
internationale (CEI).
En 2004, un nouveau programme visant les technologies de stockage a été ajouté aux initiatives de
recherche canadiennes dans le domaine. Ce programme vise le développement de batteries au lithium‐
ion au Conseil national de recherches du Canada (CNRC), l’essai d’un système de batteries redox au
vanadium dans les laboratoires de CanmetÉNERGIE à Ottawa, et l’évaluation de systèmes de stockage
de petite taille pour l’utilisation dans les bâtiments.
RNCan collabore avec des organisations internationales comme l’Agence internationale de l’énergie
(AIE) et le Partenariat Asie‐Pacifique (APP) sur les politiques et les questions de R et D touchant la
modernisation des réseaux électriques. RNCan a collaboré récemment au projet GIVAR (Intégration au
réseau des sources variables renouvelables) de l’AIE, un projet qui vise l’élaboration d’un outil (FAST –
Flexibility Assessment Tool), afin de faire un diagnostique sur la flexibilité d’un zone électrique, soit sa
capacité à intégrer une grande proportion d’énergie renouvelable intermittente.
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN ‐ 16 ‐ 8 février 2011
Rapport – 2011‐027 (RP‐TEC) 411‐SGPLAN ‐ 17 ‐ 8 février 2011
CONCLUSION
En conclusion, on peut affirmer que le développement des réseaux électriques intelligents a bel et bien
débuté au Canada. Les provinces ont cependant des priorités différentes lorsque vient le temps de
déployer des énergies renouvelables et un réseau électrique intelligent. Plusieurs compagnies publiques
d’électricité sont proactives à augmenter la fiabilité de leur réseau, tandis que d’autres cherchent à
réduire la demande de pointe ou à accroître l’utilisation des énergies renouvelables. Les provinces
disposant d’importantes ressources hydroélectriques ou fossiles ont jusqu’à présent adapté leur
industrie électrique en fonction des ressources naturelles disponibles sur leur territoire. Les compagnies
d’électricité alimentant des clients en milieu urbain ou en milieu rural sont confrontées à des problèmes
différents. Toutes ces raisons peuvent expliquer, jusqu’à présent, des choix différents et un
développement inégal des réseaux électriques intelligents au Canada.
Le gouvernement fédéral soutient le développement de réseaux intelligents de plusieurs façons. La
création récente du Fonds pour l’énergie propre a fourni des fonds pour la R et D et pour des projets de
démonstration dans le domaine. Pour faire face aux défis énergétiques communs, le Canada et les États‐
Unis ont récemment lancé le Clean Energy Dialogue. Ainsi, l’industrie peut bénéficier d’un effort
soutenu de la part du ministère des Affaires étrangères et du Commerce international (MAECI) dans la
planification des missions commerciales.
Le secteur de l’électricité contribue à la croissance économique et à l’emploi au Canada depuis de
nombreuses années. Ce rôle est appelé à devenir plus important encore dans un proche avenir. Le
développement d’un réseau électrique moderne requiert la participation active de nombreux
intervenants, des compagnies d’électricité et des producteurs, mais également d’acteurs provenant du
secteur des transports, de l’industrie du bâtiment et les télécommunications. Les universités, les centres
de recherche et les organisations sans but lucratif jouent également un rôle clé dans le développement
de réseaux électriques plus intelligents. Enfin, compte tenu de l’importance de l’électricité pour les
Canadiens, il est important d’augmenter la visibilité de notre industrie, d’encourager la collaboration et
ce, afin de les réseaux électriques intelligents contribuent à un avenir énergétique durable en Amérique
du Nord.