Ontario pas intéressé pour l’électricité d’Hydro Québec

L’article de la presse est intéressant, de plus j’ai ajouté un extrait du rapport de l’Independant Electricity System Operator en relation avec le Québec.

Ceux, qui l’on écrit, semblent être légèrement biaisé pour garder leurs emplois, enfin !.


Extrait de : Pourquoi l'Ontario n'achètera pas les surplus d'Hydro-Québec, HÉLÈNE BARIL, La Presse, 27 octobre 2014

L'Ontario continuera d'acheter ponctuellement de l'électricité au Québec, mais elle n'a pas avantage à conclure des contrats d'approvisionnement à long terme avec Hydro-Québec.

C'est la conclusion du rapport commun de l'Independant Electricity System Operator et de l'Ontario Power Authority, qui ont examiné les options qui s'offrent à la province. Au moment où la province voisine s'apprête à dépenser des milliards de dollars dans la rénovation de ses centrales nucléaires, le rapport suggère une continuité dans la politique énergétique de l'Ontario, malgré les surplus d'électricité disponibles à la frontière du Québec.

Pourquoi ne pas acheter les surplus d'électricité du Québec, de l'énergie verte, qui coûterait moins cher par kilowattheure que l'énergie produite par les centrales nucléaires rénovées? C'est une solution simple, qui séduit les environnementalistes et les antinucléaires, mais ce n'en est pas vraiment une. La réalité est plus complexe.

L'urgence n'est pas là

Le Québec dispose immédiatement de surplus d'électricité importants, mais l'Ontario ne manque pas d'électricité et ne prévoit pas avoir besoin de nouveaux approvisionnements avant plusieurs années. Au Québec, les surplus devraient augmenter avec la mise en service de la Romaine, et diminuer ensuite avec le temps.

Pas sûr ! sur cette affirmation, la façon comment l’économie du Québec s’oriente, on a de grande chance d’avoir du surplus pour très longtemps.

Tout contrat d'approvisionnement ferme avec l'Ontario nécessiterait la construction de nouvelles centrales au Québec, à un coût de plus en plus élevé.

L'indépendance énergétique

Aucun pays ou province n'aime dépendre d'un autre pour son approvisionnement en énergie de base. Il ne faut pas s'étonner que l'Ontario préfère produire l'énergie dont elle a besoin, quitte à en importer de petites quantités au besoin, plutôt que de dépendre du Québec pour une partie de ses besoins de base.

La fiabilité

«Face à une pénurie possible l'hiver dernier et l'hiver précédent, Hydro-Québec a demandé à ses clients de baisser le chauffage. Ça n'est pas ce qu'on peut appeler un fournisseur fiable», a dit John Barret, président et chef de la direction de l'Association nucléaire canadienne.

Hydro-Québec a des surplus importants, mais elle achète massivement sur les marchés voisins en période de grands froids l'hiver. En Ontario, c'est l'été que les besoins sont les plus grands, ce qui rend les deux réseaux complémentaires. Mais avant de signer un contrat d'approvisionnement à long terme pour de grandes quantités d'énergie avec un fournisseur, il vaut mieux que sa capacité ne soit pas aussi limitée par les variations saisonnières. Les partisans de l'énergie «made in Ontario» ne manquent pas une occasion de le rappeler.

Le prix

Pour s'approvisionner à long terme avec Hydro-Québec, l'Ontario devrait consentir des investissements importants dans son réseau de transport, ce qui augmenterait considérablement le prix du kilowattheure importé. Pour remplacer la production de la centrale nucléaire de Darlington (3800 mégawatts) par de l'électricité québécoise, il faudrait construire une nouvelle ligne de transport au coût de 2,2 milliards.

Selon l'Ontario Clean Air Alliance, la province de l'Ontario pourrait acheter de l'électricité du Québec à plus bas prix que l'énergie produite par les centrales nucléaires rénovées. C'est vrai tant qu'il y a des surplus qui ne peuvent être écoulés à bas prix, souligne le professeur Jean-Thomas Bernard, mais sur 15 ou 20 ans, cette analyse ne tient pas la route.

Une fois les surplus disparus, Hydro devrait exporter son électricité à un prix supérieur à son coût de production, qui est de 10 cents le kilowattheure, pour que ce soit rentable.

Rentabilité, parlons en, juste la Eastman et la Romaine n’ont jamais été rentable, on a fait ces projets pour faire des ‘jobs’.

Continuer à encourager la construction de parcs éoliens et de nouveaux barrages très coûteux alors que les surplus d’électricité nous sortent par les oreilles et que le prix de l’électricité est au plancher sur le marché d’exportation relève d’une logique douteuse au plan économique.

Or, pendant ce temps, la société d’État a augmenté sa capacité de production, rappelle la Commission, de sorte que le Québec est pris avec d’importants surplus. Ceux-ci ne peuvent être écoulés que sur les marchés d’exportation, à perte. « Le coût de l’énergie provenant des nouveaux moyens de production mis en service à partir de 2008 varie entre 6 ¢/kWh et 12 ¢/kWh. Cette réalité se traduit par une subvention annuelle aux producteurs d’électricité qui atteindra 1,2 milliard de dollars en 2017, aux frais des consommateurs d’électricité et des contribuables. » Cette facture annuelle devrait même passer à 1,4 milliard en 2020, puis à 2 milliards en 2025.(1)

Donc, un argument discutable, depuis l’introduction du gaz de schiste, on est loin d’être prêt pour avoir une hausse du coût de l’électricité à l’exportation, demandez juste aux Albertains à quel prix qu’ils vendent leurs pétroles bruts aux Américains.

Pour Hydro-Québec, il sera toujours plus avantageux d'exporter en Nouvelle-Angleterre, où les prix de l'électricité sont plus élevés qu'en Ontario.

Ce qui n’est pas vrai, actuellement, ils s’approchent à 3.5 ₵/ Kwh aux américains, donc, nettement inférieurs aux coûts de production.

Selon ce qu'a estimé la Commission sur les enjeux énergétiques du Québec en février dernier, en se basant sur le prix moyen des exportations hors pointe de 2012, ce tarif serait de 3 ¢ le kWh. (2)

Pour l'Ontario, la solution la plus logique et la moins coûteuse pour augmenter la production d'électricité reste la construction de centrales au gaz naturel.

Je sens, que les auteurs prêchent pour leurs paroisses pour garder leurs ‘jobs’.

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Coûts de revient

6 cents/kWh : Centrales nucléaires actuelles

8,6 cents/kWh : Centrales nucléaires rénovées

5,7 cents/kWh : Importations du Québec (surplus)

7,5 cents/kWh : Nouvelles centrales au gaz


Imports from Quebec

Review of Ontario IntertiesOntario and Quebec have had a long and successful trading relationship over many decades – building on both previous contractual relationships and the growing ongoing regular transactions between the two provinces.

Quebec has substantial hydroelectric generation that provides considerable flexibility.

Already significant energy transactions between Ontario and Quebec take place through the wholesale electricity market.

Often, Ontario provides energy to Quebec at night, allowing the Quebec system to store hydro capability for use later in the day.

Over the last decade, new synergies have emerged.

Quebec has a winter peaking system and is currently capacity limited in the winter – but has spare capacity in the summer, as evidenced by Quebec’s recently issued RFP for 500 MW of capacity for the winter months from 2014 to 2018 with an expected capacity factor of about five per cent.

Annual Ontario Exports and Imports

Ontario, by comparison, is a summer-peaking province, which means the province has spare capacity in the winter, which could be exported. An agreement could be made to optimize day-night, weekly or seasonal operations potentially including some storage options.

Given these synergies, a firm import arrangement could potentially be developed.

However,there are significant considerations that would need to be worked through, including intertie and transmission capacity and competition for Quebec’s surplus energy, which could significantly affect the all-in cost for any long-term firm contracting situation. Any arrangement would need to include a delivery schedule that optimizes the attributes of both systems.

Imports Exports per Jurisdiction (Monthly Total)

The current interties between Quebec and Ontario have a combined capacity of 2,775 MW; however transmission constraints in Ontario regularly limit available transfer capability between the two areas.

Real-time transactions with Quebec have reached maximums of about 1,800 MW either way under ideal conditions over the last few years.

Just east of Ottawa, two 230 KV lines use a High Voltage Direct Current (HVDC) converter to transfer up to 1,250 MW of supply into or out of Ontario. This interconnection is relatively new and came into service in 2009. At other points along the Ottawa River, east of Cornwall, and in the Abitibi region, generation resources from either province are connected, or segregated, onto one system or the other depending on system and market conditions. The total import transfer capability of these segregated interties is 1,525 MW.

The following scenarios illustrate the import capability assuming the current and the additional transmission investments identified. It should be noted the scenarios are only intended to demonstrate potential enhancements that would be required to achieve certain levels of transfer.

Scenario 1: Status Quo – Imports up to 500 MW (to 2020):

Scenario 2: Imports up to 1,000 MW:

Scenario 3: Imports up to 1,800 MW:

Scenario 4: Imports up to 3,300 MW:

Quebec has a winter peaking system and is currently capacity limited in the winter – but has  spare capacity in the summer, as evidenced by Quebec’s recently issued RFP for 500 MW of  capacity for the winter months from

The estimated cost for the Ontario enhancements could be as high as $1.4 billion.

Including the needed time for regulatory and environmental approvals, the time needed to complete these  enhancements is estimated to be seven to 10 years. There would also be additional transmission  build required in Quebec to supply the additional 1,500 MW along with the appropriate Quebec  regulatory and environmental assessments.

These transmission enhancements are conceptual designs only and would require detailed  design work. Scenarios 2 and 3 reflect the need to preserve operational flexibility. However, the  needed flexibility margin could be higher depending on the size, duration and other terms of any  proposed agreement. The estimated cost for the enhancements needed to import 3,300 MW is  in excess of $2 billion.

Another consideration when looking at a firm import arrangement is that any agreement for  a large amount of capacity would have implications both for the Ontario and Quebec power  systems, beyond the interconnections and transmission systems. Public documents indicate that

Quebec currently has limited quantities of power available to export in the summer, and plans to  add capacity in the coming years. Consequently, any deal to supply baseload energy year round,  similar to Ontario’s nuclear plants, would require the construction of new generation in Quebec.

This new generation would be more expensive than existing power because it would factor in the  cost associated with new generation and transmission build, resulting in higher import prices  for Ontario.

Also, Ontario is not the only jurisdiction currently looking to purchase Quebec power. While  there have been recent discussions around obtaining a firm contract, they have not resulted  in a price that would provide value to Ontario, largely due to the fact that power from Quebec  is currently being sold in other markets at higher prices. This competition for Quebec’s power  could have upward pressure on the potential price at which Quebec would be willing to sell  power to Ontario.

It is also important to note that for the Quebec import scenarios above, the conclusions  apply equally to capacity sourced internally from Quebec and also external sources of supply from, for example, Labrador or New Brunswick that travel through Quebec. Any external supply  would need to secure appropriate transmission access rights within Quebec or enter Ontario via the U.S. markets.