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Après quatre alertes du réseau électrique, quelles leçons l’Alberta peut-elle en tirer?

Pylône électrique.

Le réseau électrique albertain a dû puiser dans ses réserves pour faire face à un pic de la demande ces quatre derniers jours.

Photo : Radio-Canada / Laurent Pirot

Le gestionnaire du réseau électrique albertain (AESO) a dû envoyer quatre alertes en quatre jours, pressant la population de réduire sa consommation d’électricité en pleine vague de froid extrême pour éviter des coupures de courant. Est-ce le signe que le système électrique devrait être amélioré?

L’Alberta aurait-elle pu être mieux préparée?

Le professeur agrégé d’économie Blake Shaffer, de l’Université de Calgary, dit que l'AESO n'aurait rien pu faire pour se préparer rapidement au pic de demande, à part communiquer un peu plus en amont sur les risques de rupture du système.

Certes, plusieurs des éléments qui ont contribué à la forte demande étaient prévus, comme le froid et l’absence de vent pour les éoliennes, mais des imprévus se sont ajoutés, explique-t-il.

Le Montana et la Colombie-Britannique, qui peuvent exporter de l’électricité vers le réseau albertain, ont dû faire face à une forte demande. L’État de Washington a aussi connu des problèmes avec son réseau électrique qui l’ont conduit à offrir des prix de l’électricité deux à trois fois supérieurs à ceux offerts en Alberta.

Le peu d’électricité que la Colombie-Britannique pouvait vendre, elle pouvait le vendre deux à trois plus [cher] aux États-Unis, explique Blake Shaffer.

Le ministre albertain des Services publics, Nathan Neudorf, a affirmé qu'il était impossible de construire une nouvelle centrale en quelques jours pour se préparer à tous ces événements.

Nous examinons en ce moment le système pour que cela ne se reproduise pas.

Une citation de Nathan Neudorf, ministre albertain des Services publics

Blake Shaffer ajoute que, à court terme, le risque d'une nouvelle pression d'une telle ampleur sur le système est faible. Trois nouvelles centrales thermiques commenceront à produire de l’électricité cette année, ce qui ajoutera plus de 2000 mégawatts de capacité au système.

Mais quand on regarde les 5 à 10 prochaines années, on a besoin de plus de flexibilité, souligne-t-il, notamment pour améliorer la fiabilité d'un réseau qui intègre de plus en plus d'énergies renouvelables.

Trois mesures pour rendre le système plus fiable

Pour cela, Blake Shaffer estime que la première mesure à prendre, c'est d’inciter à la construction de centrales électriques de réserve, c’est-à-dire des centrales qui ne fonctionnent que quelques heures ou quelques jours durant l'année.

L’ancien directeur du bureau du Utilities Consumer Advocate, David Gray, note que le prix maximum offert pour cette production électrique n’a pas augmenté depuis la fin des années 1990. Nous n’avons donc plus personne qui souhaite construire ces petites centrales de pic qui permettent de rendre le réseau plus fiable, dit-il.

L’analyste du programme électrique à l’Institut Pembina, Jason Wang, pense aussi que l’Alberta devrait inciter à plus de stockage d’électricité. Quelques projets ont vu le jour à l’automne et ont d’ailleurs aidé à soulager le réseau électrique samedi dernier.

Un projet de loi incitant à l’établissement de ces technologies n’a cependant jamais été proclamé après son adoption à l'Assemblée législative en 2022. Selon Jason Wang, des États américains et d'autres pays mettent en place ce type de stockage à l’échelle de quartiers, et le fait de proclamer la loi inciterait les fournisseurs d’électricité à explorer de telles options en Alberta.

Les bureaux de BC Hydro au centre-ville de Vancouver.

La Colombie-Britannique a exporté de l'électricité vers l'Alberta pour l'aider à faire face à un pic de demande, mais ces échanges sont limités.

Photo : Radio-Canada

Autre mesure que Jason Wang souhaite voir se concrétiser est l’établissement de plus de connexions avec les provinces voisines. Même si la Colombie-Britannique et la Saskatchewan ont aidé l’Alberta pendant les alertes du réseau, les possibilités de partage d’électricité sont vraiment limitées à cause du faible nombre de lignes de transmission.

Entre l'Alberta et la Saskatchewan, l'échange est limité à 153 mégawatts, environ 0,1 % du pic de consommation des derniers jours. Nous devons sérieusement examiner s'il est possible d'augmenter cette capacité, a affirmé le ministre Nathan Neudorf.

Cette proposition est sur la table depuis des années, mais elle crée beaucoup d’inquiétudes, comme le souligne toutefois Joseph Doucet, professeur à la faculté d’administration de l’Université de l’Alberta.

Il y a des craintes que ça pourrait permettre aux producteurs britanno-colombiens de profiter de leur capacité d’entreposage dans les réservoirs hydroélectriques pour nous vendre [l’électricité] à un prix plus élevé quand la demande est forte, explique-t-il.

Adapter la demande pour éviter les pics

Au-delà de la fiabilité du système, des mesures pourraient aussi être prises du côté de la demande. Joseph Doucet souligne ainsi que des incitatifs financiers pourraient être offerts aux entreprises pour réduire leur consommation lorsque le réseau puise dans ses réserves.

Cela pourrait permettre au gestionnaire du réseau de faire appel à ces ressources-là plutôt que d’envisager le potentiel d’un délestage général comme on a vu samedi soir, souligne-t-il.

Jason Wang abonde dans le même sens et évoque la possibilité de mieux répartir la demande dans le temps grâce aux compteurs intelligents. Par exemple, les chauffe-eau n’ont pas besoin de chauffer juste avant d’être utilisés. [...] Si le gestionnaire voit qu’il va y avoir un problème de production d’électricité, il peut envoyer un signal aux appareils pour que ces ballons d’eau chaude chauffent plus tôt, explique-t-il.

Des projets pilotes de tels mécanismes de contrôle de la demande ont été mis en place pour les véhicules électriques. L’Alberta est toutefois à la traîne dans ce domaine, selon Jason Wang.

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