7.3 La production d’électricité et la capacité installée

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Comme nous l’avons vu au chapitre 6, l’électricité joue un rôle central dans les trajectoires de décarbonisation. Tous les scénarios prévoient un niveau semblable de production d’électricité d’ici 2030 même si, dans les scénarios CN, cette production repose davantage sur les énergies renouvelables et moins sur les combustibles fossiles. Par la suite, les trajectoires des scénarios divergent considérablement d’ici 2040 avant de converger à nouveau en 2060 pour former trois groupes distincts, soit le scénario REF, le scénario TC30 et les scénarios CN. 

En fait, le scénario REF prévoit une augmentation de 20 % de la production d’électricité en 2040, soutenue par la production thermique fossile en premier lieu et les sources d’énergies renouvelables (éolien et biomasse) en second lieu. Au cours des deux décennies suivantes, la croissance se poursuit au même rythme, surtout grâce à la production thermique. Pour sa part, le scénario TC30 prévoit jusqu’en 2040 une augmentation plus rapide de la consommation d’électricité par rapport à 2016 que le scénario REF, ce qui concorde en partie avec le scénario CN60 et représente une augmentation de la consommation de l’ordre de 10 % en 2030 et de 28 % en 2040. D’ici 2060, la demande d’électricité dans le scénario TC30 devrait être 70 % plus élevée qu’en 2016, une augmentation qui ne représente cependant que la moitié de celle prévue dans les scénarios CN. La tarification du carbone contribue toutefois à la décarbonisation de ce secteur. Dans le scénario TC30, les combustibles fossiles ne génèrent en effet que 10 % de l’électricité d’ici 2030 et seulement 4 % en 2050; en nombre absolu, cela ne représente par rapport à 2016 qu’une baisse de 70 % de la consommation de combustibles fossiles pour la production d’électricité. La croissance de la production repose en grande partie sur le nucléaire et l’éolien qui, en 2050, sont respectivement responsables de 21 % et 15 % de la production totale d’électricité. 

Alors que la demande totale d’électricité est relativement constante entre 2016 et 2030, tous les scénarios CN imposent une réduction plus forte de la production thermique alimentée par les combustibles fossiles, celle-ci représentant entre 6 % et 9 % de la production totale en 2030 avant de tomber à moins de 3 % en 2040. En valeur absolue, et du fait de l’achèvement d’un certain nombre de projets hydroélectriques en cours de réalisation, l’essentiel de l’écart créé par la quasi-élimination des énergies fossiles en 2030 est comblé par l’hydroélectricité. En termes relatifs, dans les scénarios CN, l’éolien augmente d’ici 2030 de 50 % à 174 %, la biomasse de 100 % à 300 % et le solaire de 100 % à 500 %, par rapport à 2016.

Avec l’accélération de l’électrification, la production d’électricité augmente proportionnellement à l’évolution des ambitions de réduction des émissions de GES, ce qui constitue une conséquence directe des efforts de décarbonisation qui favorisent l’utilisation de technologies électriques de remplacement dans des applications qui, autrement, reposeraient sur la consommation de combustibles fossiles. En 2040, la production d’électricité augmente de 30 % par rapport à 2016 dans le scénario CN60, et de 50 % voire même 70 % dans les scénarios CN50 et CN45. En 2050, cette augmentation est comprise entre 85 % à 116 % et, en 2060, elle atteint 130 % dans les trois scénarios CN.

Figure 7.6 – Production d’électricité #

Après 2030, la majeure partie de cette électricité supplémentaire est produite à partir de l’énergie solaire et éolienne variable ainsi que de la biomasse. Dans le scénario CN50 par exemple, l’éolien devrait produire en 2050 une quantité d’électricité équivalente à 90 % de celle produite par l’hydroélectricité, la part de l’éolien étant ainsi multipliée par 15 par rapport à 2016. Dans le même scénario, la consommation de la biomasse serait multipliée par 7 et celle de l’énergie solaire par près de 50. Même si ces deux sources sont au début nettement moins importantes que l’éolien, elles devraient respectivement satisfaire 4 % et 11 % de la demande totale d’électricité d’ici 2050 dans le scénario CN50 (figure 7.6).

7.3.1 L’hydroélectricité, le nucléaire et la biomasse

Quelques autres points méritent encore notre attention. Premièrement, la modélisation ne comprend aucun nouveau projet hydroélectrique. Même si le Canada possède encore des ressources potentielles considérables dans ce domaine, l’information sur les caractéristiques spécifiques et les prix de ces différents projets n’est pas disponible.   

Deuxièmement, tous les scénarios prévoient une transformation de la production d’énergie nucléaire. La production d’électricité nucléaire conventionnelle, qui est limitée aux centrales actuelles de l’Ontario et du Nouveau-Brunswick, disparaît après 2050 lorsque ces installations atteignent la fin de leur durée de vie : les cinq scénarios s’accordent sur ce point. Cependant, dans les scénarios CN, les PRM apparaissent dans les résultats après 2040, ce qui entraîne une nette augmentation de la production d’électricité nucléaire, laquelle atteint 63 % d’ici 2060 dans le scénario CN50. Bien que cette production ne constitue qu’une faible part du total, équivalent à un peu plus de 10 % en 2060 dans les scénarios CN, elle assure une partie de la résilience qui est nécessaire pour permettre au système de s’adapter à l’augmentation de la production d’électricité à partir de sources variables. L’hydroélectricité, qui connaît une évolution relativement semblable dans les différents scénarios, joue un rôle identique, mais d’une portée beaucoup plus grande en raison de la présence de grands réservoirs dans plusieurs régions du Canada. Cette perspective de développement est basée sur le prix et les caractéristiques définis dans les estimations d’avant-projet, lesquelles pourraient subir des changements substantiels au cours des prochaines années.  

Troisièmement, les scénarios menant à la carboneutralité comprennent également une certaine quantité d’électricité produite dans des centrales thermiques alimentées par la bioénergie associée captage du carbone (BECSC), ce qui entraîne des émissions négatives. En conséquence, bien que la bioénergie ne représente qu’une faible part de la production totale du secteur de l’électricité dans les scénarios CN (4 % de la production totale en 2050 pour le scénario CN50), elle joue un rôle important en tant que processus d’émissions négatives. Ces installations de captage du carbone remplissent une fonction cruciale de compensation des émissions restantes lorsque l’on se rapproche de la carboneutralité, comme indiqué au chapitre 8.

Figure 7.7 – Capacité de production d’électricité installée  #

7.3.2 La capacité de production 

Étant donné que la production d’électricité variable est appelée à jouer un rôle croissant dans le système électrique, il devient important de prendre en compte la capacité de production. Ces technologies à production variable présentent en effet un facteur de capacité plus faible (inférieur en moyenne de 22 % à 47 % selon la technologie et le site d’installation), ce qui nécessite une plus grande capacité installée pour fournir la même puissance. 

Dans le scénario REF, comme la part de la production thermique demeure importante, la croissance de la capacité installée est largement proportionnelle à la demande d’électricité. C’est également le cas dans le scénario TC30, où l’augmentation de la production nucléaire offre un facteur de capacité élevé qui réduit la nécessité de développer des capacités de production supplémentaires. Les scénarios CN se dissocient nettement de cette tendance, notamment à partir de 2040. Dans les scénarios CN60, CN50 et CN45 par exemple, la capacité totale prévue en 2040 est respectivement 60 %, 90 % et 125 % supérieure à celle qui est anticipée dans le scénario REF la même année, et cette proportion atteint 200 % en 2060 dans les trois scénarios CN. Cette surcapacité comprend à la fois la capacité de production (essentiellement éolienne et solaire) ainsi que le stockage. Ce dernier devrait représenter de 10 % à 13 % de la capacité totale en 2040 dans les scénarios CN60 et CN45, et passer à 15 % en 2060 dans les trois scénarios CN. Le stockage demeure un facteur négligeable dans le scénario REF; cependant, étant donné la baisse anticipée de son coût, il représente 7,5 % de l’ensemble de la capacité installée en 2040 dans le scénario TC30, avant d’atteindre 10 % en 2060. 

Le stockage, tel qu’il est présenté ici, comprend le stockage d’énergie à long terme (semaines), à moyen terme (jours) et à court terme (heures). Il pourrait reposer sur l’utilisation de batteries, de l’hydrogène ou d’autres types de stockage. La proportion exacte à respecter entre les sources d’énergie variables et les types de stockage pourrait varier, car la capacité de production est déterminée par (i) un volume suffisant de production d’énergie variable, qui n’est pas le même pour l’éolien et le solaire et (ii) le coût du stockage, qui permet une meilleure adéquation entre la production et la demande. Une modélisation précise de l’interaction de ces deux facteurs nécessite des données détaillées sur les modes de consommation d’énergie; or, dans un contexte où le système énergétique et la production d’électricité subissent de grands changements, cette information n’est actuellement pas disponible. 

Observations générales :

  • Les grandes installations hydroélectriques du Canada ont un rôle important à jouer pour soutenir l’adaptation du pays à la croissance de la capacité de production électrique provenant des énergies éolienne et solaire variables, laquelle devrait plus que tripler dans les scénarios CN; ces installations permettront de réduire le besoin de créer de nouvelles capacités de stockage ainsi que le coût global de ces technologies. 
  • En l’absence d’évaluations détaillées de nouveaux projets hydroélectriques, et compte tenu de la faible acceptabilité sociale de tout aménagement hydroélectrique de grande envergure, aucun nouveau projet de ce genre n’est prévu. Il est cependant important de se rappeler que le Canada possède encore un potentiel considérable de développement de cette source d’énergie. 
  • Étant donné les limites à la construction de nouvelles installations hydroélectriques ainsi que les contraintes techniques actuelles affectant d’autres technologies de stockage, l’hydrogène et l’énergie nucléaire pourraient être amenés à jouer un rôle important. Il est cependant difficile actuellement de préciser leur contribution respective, et ce, en raison des nombreuses inconnues qui persistent à leur sujet en matière de coûts, de spécifications, d’infrastructures requises, de préoccupations de sécurité et d’acceptabilité sociale. Il est probable que leur rôle dépendra davantage de choix politiques que de simples considérations de coût.