D. Méthodologie employée pour évaluer les coûts de la transition énergétique par l’électrification

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Cette annexe présente la méthodologie suivie pour réaliser les estimations. 

La méthodologie utilisée au chapitre 14 sert à évaluer les coûts des transitions énergétiques par l’électrification. Elle a initialement été conçue pour analyser les coûts du secteur de l’électricité. Dans ce rapport, les calculs ont été adaptés au contexte canadien et modifiés pour correspondre aux données obtenues dans chaque scénario de transition énergétique.

Deux sources de données sont employées pour l’estimation des coûts annualisés de chaque scénario : la production d’électricité par mode de production et la consommation d’énergie par type de carburant pour les secteurs du transport, de l’agriculture, de l’industrie et de la consommation résidentielle en 2016, 2030, 2050 et 2060. Chaque scénario se divise en quatre périodes (de 2016 à 2030; de 2030 à 2050; de 2050 à 2060; 2060 et au-delà). La variation des projections de production et de consommation au cours de chaque période est obtenue en soustrayant les chiffres de l’année limite inférieure à ceux de l’année limite supérieure.

Nous calculons le coût annuel net engagé pour chacune des quatre périodes. Les coûts de capacité, de transport et de stockage de l’électricité sont amortis sur une base annuelle et la variation des dépenses en carburant est fondée sur les données de consommation annuelle. Le coût annuel net (TC) pour une année donnée est la somme des coûts annualisés de la capacité (CC), du transport (CT) et du stockage (CS), plus la variation des dépenses en combustibles fossiles par rapport aux chiffres de 2016 (FS). TC est calculé pour chaque période à l’aide de l’équation suivante :

(Eq. 1)

L’équation 1 est obtenue séparément pour chacune des quatre périodes. Au cours de la première période, de 2016 à 2030, les estimations de coûts ne tiennent pas compte des variations aux dépenses annuelles en carburant, celles-ci étant calculées à partir des valeurs de 2016 comme point de référence. Par conséquent, nous émettons l’hypothèse prudente que les variations dans les dépenses de carburant ne peuvent être prises en compte qu’à partir de 2030. Les deuxième et troisième périodes tiennent compte de tous les types de coûts et des variations en dépenses annuelles de carburant. Dans la dernière période, correspondant à « 2060 et au-delà », les coûts de capacité, de transport et de stockage sont considérés comme nuls puisque chaque scénario de transition est censé se terminer en 2060 ou avant. Nous supposons également que la consommation de combustibles fossiles ne change pas après 2060, ce qui maintient constantes les valeurs totales annualisées des dépenses en combustibles à partir de cette date. Nous supposons qu’une réduction de la consommation de combustibles fossiles, si elle est négative, représente une source d’économies. Ainsi, si les coûts évités de combustibles fossiles sont supérieurs aux coûts de capacité, de transport et de stockage, TC sera négatif, ce qui représente des économies nettes.

Coûts de capacité

Les coûts de capacité représentent la valeur de l’investissement nécessaire pour construire la nouvelle capacité énergétique. Ils sont calculés en tenant compte des différences entre les périodes de production d’électricité pour chaque mode. Nous estimons que les immobilisations liées aux combustibles fossiles devraient être remplacées. Comme le coût de ces actifs est annualisé, il est divisé par le nombre d’années de la période. Il convient de noter que dans les scénarios qui présentent une réduction de la capacité de production des sources non renouvelables d’électricité, les valeurs négatives des coûts sont toujours prises en compte en tant qu’immobilisations qui n’auront pas à être remplacées à l’avenir, compensant donc les coûts supplémentaires dus aux nouvelles sources renouvelables d’énergie. Le coût annualisé de la capacité (CC) est calculé à l’aide de l’équation suivante :

(Eq. 2)

δm représente la variation de la capacité de production d’électricité (kW) par mode de production (m) pour un scénario de transition énergétique spécifique, pendant une période donnée; Pm désigne le coût de la capacité de production d’électricité ($/kW) par mode de production (m), divisé par le facteur de charge de ce mode de production (Tableau D.1); « n » représente le nombre de méthodes de production d’électricité (hydroélectrique, biomasse, éolienne, solaire, hydrogène, nucléaire, charbon, gaz naturel, pétrole); « t » désigne le nombre d’années de la période de projection.

Tableau D.1 – Coût de la capacité de production d’électricité divisé par le facteur de charge #

Coûts de stockage

L’augmentation de la part des sources d’énergie renouvelables intermittentes dans le panorama énergétique accroît la volatilité des prix de gros de l’électricité et améliore par conséquent la rentabilité des options de flexibilité et de compensation. Par ailleurs, la chute de coût des batteries fait déjà du stockage à court terme dans des batteries une option attrayante sur le plan économique (IEA, 2020a). L’ajout de capacité de stockage au réseau électrique représente un coût d’investissement important. Les coûts de stockage annualisés (CS) pour une année donnée sont calculés à l’aide de l’équation suivante : 

(Eq. 3)

SW correspond à la capacité de stockage supplémentaire pour la nouvelle capacité éolienne (kWh) nécessaire pendant une période donnée; SS désigne la capacité de stockage supplémentaire pour la nouvelle capacité solaire (kWh) nécessaire pendant une période donnée; « B » correspond au coût de stockage de l’énergie ($/kWh). Nous supposons que deux jours de stockage d’électricité seraient nécessaires pour la capacité de production solaire et éolienne supplémentaire ajoutée au réseau électrique canadien dans chacun des scénarios (Heal, 2020). Nous envisageons également un coût de stockage de 100 USD/kWh, ce qui est assez prudent, compte tenu des prévisions de coûts moyens de stockage de l’énergie d’ici 2060. Les estimations pour 2023 sont déjà de l’ordre des 100 USD/kWh, avec de fortes tendances à la baisse (BloombergNEF, 2020).

Coûts de transport d’électricité

Afin de calculer les coûts d’investissement en transport d’électricité pour chaque scénario de transition de notre étude, nous avons déterminé combien de kilomètres de lignes électriques supplémentaires devaient être construits au Canada, en fonction de la variation totale de la production d’électricité dans chaque scénario. Les coûts de transport annualisés (CT) pour une année donnée sont calculés à l’aide de l’équation suivante :

(Eq. 4)

Où « L » est la longueur des lignes à haute tension à construire (en km) pendant une période donnée et « E » représente le coût de ces lignes à haute tension ($/km). Nous avons supposé qu’une hausse de la production d’électricité nécessitait une augmentation proportionnelle en matière de lignes électriques. Comme mesures de base, nous avons employé la méthodologie proposée par Heal, qui consiste à construire 80 500 km (50 000 milles) de lignes électriques à haute tension pour une production d’électricité annuelle supplémentaire de 2,44 milliards de MWh. Nous calculons une proportion partant de ces deux valeurs et de la variation en MWh de l’électricité renouvelable produite pour chaque période et chaque scénario au Canada afin de trouver la longueur totale des lignes électriques à construire. Dans nos calculs, « E » correspond à une valeur de 2,4 M$/km (Dolter et Rivers, 2018).

Dépenses liées aux combustibles fossiles

En remplaçant la consommation de combustibles fossiles par de l’électricité, le coût d’achat total de ces combustibles se trouve réduit. Nous calculons les différences de coût du carburant engendrées par les changements à la consommation de combustibles fossiles pour chaque période en soustrayant les données fournies pour 2016 de celles de l’année limite supérieure d’une période. Pour la période de « 2060 et au-delà », nous soustrayons les données de 2016 de celles de 2060. Les coûts annuels additionnels (ou en moins) qui sont liés à la consommation de combustibles fossiles (FS) pour une année donnée sont calculés à l’aide de l’équation suivante :

(Eq. 5)

CUX correspond à la variation de la consommation annuelle de combustibles fossiles entre la limite inférieure de la période et 2016 (PJ) par type de combustible fossile (X); FCX désigne le coût des combustibles fossiles ($/PJ) par type de combustible fossile (X); « f » représente le nombre de combustibles fossiles considérés (charbon, gaz, pétrole). Comme le « pétrole » compte de nombreux types différents de combustibles qui en sont dérivés, nous optons pour un prix moyen par litre, basé sur les prix de gros moyens au Canada, en 2020. Nous avons choisi d’utiliser des prix fixes qui ne changent pas au fil du temps. Pour chaque type de combustible pour lequel des coûts sont évités, nous convertissons les données de cette énergie en grandeurs physiques et utilisons le prix moyen de ces carburants en 2021 pour obtenir un chiffre en dollars (Tableau D.2). Les différences de coûts négatives correspondent aux économies réalisées.

Tableau D.2 – Coût du carburant  #