Régie de l’Énergie R-3864-2013 Présentation de la preuve d’expert Marcel Paul Raymond 20 juin 2014.

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1 Régie de l’Énergie R-3864-2013 Présentation de la preuve d’expert Marcel Paul Raymond 20 juin 2014

2 Plan de la présentation  Prévision de la demande  Utilisation optimale des conventions d’énergie  Production éolienne  Appel au public  Contribution des marchés  Fiabilité en puissance  Churchill Falls  Électricité interruptible

3 Prévision de la demande Recommandation no. 1 Pour les fins du calcul de l’aléa climatique, la mise à jour des simulations horaires chronologiques des besoins devrait se faire à chaque Plan d’approvisionnement, en ajoutant les 3 dernières années d’historique et ce, particulièrement dans un contexte de changements climatiques.  B-0082 : « Mise à jour des conditions climatiques normales à la pointe suite à l’intégration de l’année climatique 2013 – impact uniforme d’environ + 130 MW. »  Notre recommandation changée pour: mise à jour annuelle.  Impact sur taux de réserve interruptible et contribution en puissance de l’éolien.

4 Utilisation optimale des conventions d’énergie Recommandation no. 4 Évaluer le manque à gagner que le Distributeur a encouru de décembre 2013 à mars 2014 en ayant recours à des achats à court terme en lieu de retours d’énergie. Une telle évaluation devrait être faite pour chacun des blocs de retours d’énergie de 50 MW entre 50 et 400 MW.  B-0083: “A entraîné un volume important d’achats d’énergie”  Pas d’information chiffrée fournie lors des audiences  Notre évaluation (à défaut d’informations d’HQD): de l’ordre de 30 M$ (pages 38 et 39 de notre rapport)

5 Utilisation optimale des conventions d’énergie Recommandation no. 6 Avec les informations disponibles, on peut conclure qu’il serait avantageux pour le Distributeur de procéder à des retours d’énergie de 400 MW pour tous les mois d’hiver à compter de l’hiver 2014-2015. Par conséquent, il devrait modifier sa stratégie d’énergie différée et rappelée sur l’horizon 2014-2027.  HQD dit qu’il ne peut différer davantage notamment parce qu’il ne peut effectuer de retours ou rappels (B-0008, page 41)  Cette situation a changé drastiquement depuis l’état d’avancement du Plan d’approvisionnement 2011-2020  Si on peut démontrer qu’on peut rappeler plus d’énergie on pourra conséquemment différer plus d’énergie sur la période 2014-2027.  Nous avons fait la démonstration que les rappels sont rentables au moins pour tous les mois d’hiver d’ici 2027.

6 Utilisation optimale des conventions d’énergie Recommandation no. 6 (suite)  Avantages des rappels versus l’électricité interruptible et les marchés à court terme : Aucun préavis (vs aléa de prévision de 725 MW 36 heures à l’avance pour UCAP) Gratuit (coût ayant été reporté) Un simple déplacement dans le temps. Par exemple, l’énergie différée en été peut être rappelée l’hiver suivant (R-3726-2010, HQD-1, document 1, page 11): “« D’autre part, puisque ses besoins sont beaucoup plus importants en période d’hiver, le Distributeur a intérêt à reporter des surplus qui surviennent en période d’été et, en contrepartie, à acquérir davantage de moyens en période d’hiver. Les conventions amendées offrent cette possibilité au cours d’une même année. Il en découlera donc un meilleur appariement des moyens disponibles avec le profil de la charge. »

7 Utilisation optimale des conventions d’énergie Recommandation no. 6 (suite)  Avantages des rappels versus l’électricité interruptible et les marchés à court terme (suite) : Puissance et énergie tout le mois Ne génère pas plus de surplus, au contraire réduction de l’énergie des achats de court terme (une heure suffit) Au net: besoins fermes comblés en hiver Réduction du patrimonial inutilisé Pas de la spéculation, i. e. « procéder à des rappels d’énergie pour la revendre sur les marchés de court terme en vue d’en tirer profit » (Attendu des conventions) Alimentation des marchés québécois Conforme aux stratégies ayant justifié le gain de 812 M$ actualisés en 2010 pour la période 2010-2027 dans le dossier R-3726-2010 Ce gain (ou une partie) ne peut être obtenu que si on applique les stratégies optimales préconisées alors.

8 Utilisation optimale des conventions d’énergie Recommandation no. 6 (suite)  De plus, éléments favorables : Prévision de la demande à la hausse (B-0082) Priorité Emploi à intégrer graduellement 200 MW production éolienne HQP : des ‘intentions’, rien de signé (NS 18 juin, page 14 et ss.)

9 Utilisation optimale des conventions d’énergie Recommandation no. 7 À chaque année, que le Distributeur justifie ses décisions de différer ou de rappeler de l’énergie des Conventions amendées auprès de la Régie à l’aide d’un modèle de justification économique comme celui qu’il a utilisé pour justifier les Conventions amendées lors du dossier R-3726- 2010.  D’abord, justifier économiquement la décision de procéder à des rappels ou non pour l’année à venir.  Ensuite, déterminer la solution optimale pour l’énergie différée sur la période 2014-2027 en utilisant un modèle du type 3726.

10 Production éolienne Recommandation no. 10 Notre examen de l’étude sur l’Évaluation de la contribution en puissance de la production éolienne sous contrat avec Hydro- Québec Distribution nous amène les recommandations suivantes : L’évaluation doit être intégrée dans l’évaluation globale de la fiabilité en puissance mise à jour annuellement. Sans une telle intégration, l’évaluation devrait être refaite et présentée dans chaque Plan d’approvisionnement du Distributeur et en particulier dans le cadre de l’État d’avancement 2014 du Plan en utilisant les dernières données disponibles, notamment :

11 Production éolienne Recommandation no. 10 (suite)  les 294 profils annuels de demande chronologiques représentant la prévision de la demande selon 42 climatologies répertoriées entre 1971 et 2012 ;  les données de production éolienne historiques sur la période 2006- 2013;  les données météorologiques réelles permettant de mettre à jour et de recalibrer, si possible, les études faites par Hélimax, particulièrement pour les cas de températures extrêmes d’exploitation des éoliennes ;

12 Production éolienne Recommandation no. 10 (suite)  les taux de pannes et d’entretien observés des parcs éoliens ;  les séries historiques reconstituées de 42 ans de production éolienne (1971-2012), en visant leur homogénéité ;  les limites régionales de transit et la distribution géographique des parcs éoliens ;  les événements historiques extrêmes recensés entre 1971 et 2012;  Les caractéristiques techniques, les programmes d’entretien, les contraintes d’exploitation et les paramètres statistiques sur les pannes des équipements de production.

13 Production éolienne Recommandation no. 10 (suite) Nouveaux éléments:  Année climatique 2013  B-0083: “La production éolienne a contribué faiblement au moment des pointes hivernales” (l’hiver dernier)  Intention du Distributeur de faire la mise à jour pour le prochain Plan (NS 18 juin, pages 281 et 282) Nouvelle recommandation  La Régie devrait exiger un rapport sur l’état de la situation et un plan d’action détaillé sur la méthode à privilégier lors du prochain état d’avancement en vue d’une mise à jour complétée pour le prochain plan en 2016.

14 Production éolienne Raffermissement du réseau de transport principal pour intégration de l’éolien Le Distributeur demande d’intégrer 100 % de la production éolienne Voir graphique BPA, premier semestre de 2009 (R-3742-2010, C- UMQ-0007, page 12, figure 1)

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16 Appel au public Recommandation no. 16 Que le Distributeur ajoute dans son bilan de puissance à partir du prochain hiver un moyen de gestion de 300 MW pour l’appel au public et que pour le prochain État d’avancement du Plan, le Distributeur fournisse une étude et propose une augmentation de la puissance associée à l’appel au public au-delà de cette valeur de 300 MW sur l’horizon du Plan.  Pages 65 et 66 de notre rapport: Le NPCC l’encourage La zone de l’Ontario compte dans son bilan de puissance une réduction de la demande de pointe de 1%  Oui, en dernier recours  Oui, limite sur le nombre d’utilisations par hiver: Au moins 3 journées touchées en 2013-2014 sans perte d’efficacité

17 Appel au public Recommandation no. 16 (suite)  Qu’on l’appelle un moyen ou non, l’important est d’intégrer son effet à sa juste valeur avec ses incertitudes (comme tous les autres moyens, aucun n’étant théoriquement totalement garanti mais chacun a ses probabilités de réalisation)  Pourquoi le Distributeur ferait-il des efforts s’il n’y avait pas de valeur?  Pas d’explication du Distributeur sur baisse de l’efficacité depuis 2004  Avec les compteurs intelligents, il sera plus facile d’analyser les comportements

18 Gestion de la demande Recommandation no. 17 Fournir, pour l’État d’avancement 2014 du Plan, une prévision annuelle sur l’horizon du Plan du potentiel de gestion de la demande en puissance associé au projet LAD.  Utiliser l’intelligence des compteurs intelligents  Gestion à distance des chauffe-eau: bonne piste  Appariement avec courbe de demande (pas que des moyens à l’heure de pointe seulement)

19 Contribution des marchés Recommandation no. 18 Produire, lors du prochain Plan d’approvisionnement, une étude évaluant les investissements qui pourraient être requis pour assurer que les besoins en pointe puissent être satisfaits par des réceptions aux interconnexions avec le Nouveau-Brunswick.  Des investissements pourraient être requis si on veut importer du NB pendant que l’éolien est au maximum en Gaspésie (B-0008, page 47)  Dans le bilan de puissance, ni l’un ni l’autre: on ne compte pas l’éolien au maximum et on ne compte pas d’importation du NB

20 Contribution des marchés Recommandation no. 21 Produire, lors de l’avancement 2014 du Plan d’approvisionnement, une étude évaluant les possibilités d’achats de court terme en provenance de l’Ontario.  « Grâce à sa capacité, d’importation, l’interconnexion permettra également d’augmenter la fiabilité du réseau électrique québécois » (Plan stratégique Hydro-Québec 2009-2013, page 42)

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24 Contribution des marchés Recommandation no. 21 (suite)  En Ontario, pas de marché de puissance et, par conséquent, le Distributeur ne peut pas réserver de puissance au début de l’hiver.  Mais ce n’est aucunement préoccupant si le Distributeur peut avoir de l’énergie quand il en a besoin. Il y a une grande valeur à cette disponibilité.  Pour le consommateur avoir de l’énergie qu’elle ait ou non été réservée à l’avance, c’est la même chose.

25 Contribution des marchés Recommandation no. 22 Augmenter dès maintenant, en attendant que des études plus détaillées soient produites, à 2000 MW la contribution des marchés à court terme que le Distributeur considère dans son bilan de puissance.  B-0083 : Le Distributeur voit une problématique de retraits et ajouts  Ce qui est important ce ne sont pas les retraits et ajouts mais le bilan offre-demande  Marges de puissance en hiver sur l’horizon du Plan: 5 à 15 % au NB 40 % en Nouvelle-Angleterre et à New York entre 15 et 20 % en Ontario  HQD estime que 1500 MW est agressif.  Pourtant le NPCC estime un partage de réserve potentiel de la zone du Québec variant entre 2892 et 3747 MW pour 2015. (Référence de bas de page no. 98 de notre rapport).  HQD participe à cet exercice

26 Contribution des marchés Recommandation no. 22 (suite)  HQD estime que 1500 MW est agressif. NY1100 MW La Lièvre250 MW HQP400 MW (si on ne compte pas de rappels) HQP300 MW (10% éolien, EGM)  2050 MW sans même compter sur Ontario, Nouvelle-Angleterre et NB: pas très agressif selon nous.

27 Fiabilité en puissance Recommandation no. 23 Déposer, le plus tôt possible, une étude détaillée, avec tous les paramètres requis et une description de la méthode utilisée, démontrant la valeur de 3100 MW pour la réserve requise de l’électricité patrimoniale.  Démonstration non satisfaisante du 3100 MW  Même si l’étude de 1997 ne porte pas sur la réserve requise associée à l’électricité patrimoniale comme tel, son format a un intérêt certain pour ce qui est d’une analyse de fiabilité en puissance  Le tableau 5 (page 78) de notre rapport d’expertise, sur les réserves requises marginales du patrimonial et du non patrimonial est révélateur de l’écart entre les deux.  Le Distributeur n’apporte pas d’explication satisfaisante sur ce constat.

28 Fiabilité en puissance Recommandation no. 25 Suite à nos recommandations, le bilan de puissance du Distributeur ne montrerait pas de puissance additionnelle requise avant l’hiver 2017-2018. Par conséquent, il est peu probable que le Distributeur doive lancer un appel d’offres au cours des trois prochaines années pour de la puissance.  Même avec demande augmentée (B-0083)  Plus discussions en cours avec TCE.

29 Centrale des Churchill Falls  Ne peut pas être considéré comme un approvisionnement garanti de 4 765 MW. Ni un contrat d’achat ferme.  Responsabilité du Distributeur de valider l’approche du Producteur.  La centrale doit être considérée avec tous ses aléas, ex. ses taux de pannes (groupes et transformateurs)

30 Électricité interruptible Recommandation no. 13  Notre examen de l’étude sur le taux de réserve de l’électricité interruptible des grands clients industriels nous amène les recommandations suivantes : L’évaluation doit être intégrée dans l’évaluation globale de la fiabilité en puissance mise à jour annuellement. Sans une telle intégration, l’évaluation devrait être refaite et présentée dans chaque Plan d’approvisionnement du Distributeur et en particulier dans le cadre de l’État d’avancement 2014 du Plan en utilisant les dernières données disponibles, notamment :  les 294 profils annuels de demande chronologiques représentant la prévision de la demande selon 42 climatologies répertoriées entre 1971 et 2012 ;  les caractéristiques techniques, les programmes d’entretien, les contraintes d’exploitation et les paramètres statistiques sur les pannes des équipements de production ;  les modalités et délais d’appel des programmes d’électricité interruptible..

31 Électricité interruptible Recommandation no. 13 (suite)  Année climatique 2013  Changement des modalités dans R-3891-2014  30 % ou 60 % pas clair  Pas simplement multiplier par 2  Oui, les délais d’appel sont modélisables  Alouette affecte le taux de réserve du 850 MW d’électricité interruptible  Sans compter l’interruptible d’HQP

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35 Électricité interruptible et marchés de court terme  Lacunes de l’approche déterministe du Distributeur Chaque moyen pas distingué (B-0028, page 8) Chronologie non considérée: contraintes de l’électricité interruptible non considérées. Préavis pas pris en compte Avec un seul cas déterministe on ne peut pas voir les extrêmes qui entrainent justement des moyens de gestion plus importants Il en découle une sous-estimation des quantités d’énergie de l’électricité interruptible et des achats de court terme. (R-3854- 2013, C-FCEI-0010, page 40, tableau 7)  Ce constat date de 1990 (pièce AHQ-ARQ); l’utilisation de FEPMC pourrait régler ces lacunes.