I DE FERME AU RÉSEAU D'ÉLECTRICITÉ - nrcan.gc.ca · La cogénération de chaleur et d’électricité est considérée comme une forme de production décentralisée d’électricité

DEVON . OTTAWA . VARENNES

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I DE FERME AU RÉSEAU D'ÉLECTRICITÉ

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CLEAN ENERGY TECHNOLOGIESTECHNIQUES D'ÉNERGIE ÉCOLOGIQUE

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Évaluation du raccordement de digesteurs anaérobies de ferme au réseau d’électricité CTEC-Varennes 2007-024 (TR)

ÉVALUATION DU RACCORDEMENT DE DIGESTEURS ANAÉROBIES

DE FERME AU RÉSEAU D’ÉLECTRICITÉ

Préparé par

Wayne R. Ruhnke Ruhnke Consulting Inc

Commissioned for

Ms. Jody Barclay, P. Eng. Project Officer

NRCan CANMET Energy Technology Centre 580 Booth St 13th Floor Ottawa, ON K1A 0E4

31 mars 2005

Évaluation du raccordement de digesteurs anaérobies de ferme au réseau d’électricité CTEC-Varennes 2007-024 (TR)

CITATION

Ruhnke, Wayne R., Évaluation du raccordement de digesteurs anaérobies de ferme au réseau d’électricité, rapport de sous-traitant # CTEC-Varennes 2007-024 (TR), Centre de la technologie de l’énergie de CANMET-Varennes, Ressources naturelles Canada, Mars 2005, pp.45.

AVIS

Le présent rapport est diffusé uniquement à titre documentaire. Il ne reflète pas nécessairement l’opinion du Gouvernement du Canada et ne constitue une recommandation à l’égard d’aucun produit commercial ni d’aucune personne. Ni le Gouvernement du Canada, ni ses ministres, agents, employés ou mandataires ne donnent de garantie à l’égard du présent rapport et n’assument quelque responsabilité liée à son utilisation.

REMERCIEMENT

L'aide financière pour ce projet de recherche a été fournie en partie par le programme Technologie et innovation de Ressources naturelles Canada dans le cadre du plan du Canada pour contrer les changements climatiques.

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SOMMAIRE EXÉCUTIF

Au Canada, des initiatives majeures des gouvernements fédéraux et provinciaux sont en cours pour établir des installations pilotes de cogénération d’énergie et de production de nutriments culturaux à partir de déchets agricoles et municipaux. Les efforts en cause cherchent à atténuer les émissions nettes de gaz à effet de serre (GES) causées par l’agriculture tout en améliorant l’efficacité de la production, préservant les ressources et développant les technologies de ressources renouvelables. Une de ces technologies habilitantes de ressources renouvelables est la digestion anaérobie (DA).

La présente étude sert à documenter l’existence d’obstacles à l’entrée sur le marché du raccordement au réseau à l’égard de systèmes DA. D’après les rapports initiaux sur des projets de démonstration de systèmes DA dans l’ensemble du Canada, il semble y avoir certains obstacles au raccordement qui retardent la mise en œuvre de ces projets. Cinq sites potentiels ont été sélectionnés en vue d’études de cas, mais par manque de temps, il a été décidé de n’effectuer que trois de ces études. Les trois sites sont situés en Ontario, en Saskatchewan et en Alberta. Les conclusions et les recommandations du présent rapport sont basées sur ces trois études.

Sites sélectionnés pour les études de cas :

Système DA de troupeau de vaches laitières d’Ontario, produisant 50 kW;

Système DA d’exploitation porcine de Saskatchewan, produisant 120 kW;

Système DA de parc d’engraissement extérieur de bovins d’Alberta, produisant 1 000 kW.

Nous avons conçu des formulaires de sondage que nous avons envoyés aux participants aux études de cas avant les entrevues sur place. Des entrevues ont été menées avec les propriétaires de projet, les compagnies d’électricité de desserte et d’autres intervenants, tels que des consultants professionnels en agriculture et en électricité.

Les résultats des sondages se retrouvent dans trois catégories d’obstacles : les obstacles techniques, les obstacles liés aux pratiques commerciales et les obstacles liés à la réglementation.

Obstacles techniques

Préoccupation excessive à l’égard de la condition d’« îlotage »

Exigences de qualité de l’alimentation

Études d’écoulement de puissance et autres analyses techniques

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Obstacles lies aux pratiques commerciales

Manque de réponse de la compagnie d’électricité suite de la demande initiale de raccordement

Frais de la demande et frais de raccordement

Obstacles liés à la réglementation

Indisponibilité de tarifs de rachat équitables

Manque de programmes de mesurage net dans l’ensemble du Canada

Clauses restrictives du programme de mesurage net existant

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TABLE DES MATIÈRES

1 INTRODUCTION....................................................................................................................... 1

2 MÉTHODOLOGIE .................................................................................................................... 3

2.1 SÉLECTION DES ÉTUDES DE CAS .................................................................................................. 3 2.2 FORMULAIRES DE SONDAGE ........................................................................................................ 3 2.3 TENUE DES ENTREVUES ............................................................................................................... 3

3 RÉSUMÉ DES OBSTACLES AU RACCORDEMENT...................................................................... 5

3.1 CATÉGORIES DES OBSTACLES...................................................................................................... 5 3.1.1 Obstacles techniques...................................................................................................... 5 3.1.2 Obstacles liés aux pratiques commerciales ................................................................... 5 3.1.3 Obstacles liés à la réglementation.................................................................................. 5

3.2 ÉTUDES DE CAS............................................................................................................................ 6 3.2.1 Digesteur anaérobie de troupeau de vaches laitières d’Ontario,

produisant 50 kW........................................................................................................... 6 3.2.2 Digesteur anaérobie d’exploitation porcine de Saskatchewan,

produisant 120 kW....................................................................................................... 11 3.2.3 Digesteur anaérobie de parc d’engraissement extérieur de bovins d’Alberta,

produisant 1 000 kW.................................................................................................... 14 3.3 SOMMAIRE DES OBSTACLES TECHNIQUES RENCONTRÉS ........................................................... 18

3.3.1 Normes de sécurité....................................................................................................... 19 3.3.2 Normes de qualité de l’alimentation ............................................................................ 19 3.3.3 Contraintes relatives à la capacité du réseau d’électricité local ................................... 20

3.4 SOMMAIRE DES OBSTACLES LIÉS AUX PRATIQUES COMMERCIALES RENCONTRÉS ................... 20 3.4.1 Longueur du processus ................................................................................................ 20 3.4.2 Frais imputés................................................................................................................ 21

3.5 SOMMAIRE DES OBSTACLES LIÉS À LA RÉGLEMENTATION RENCONTRÉS.................................. 21

4 CONCLUSIONS....................................................................................................................... 22

5 DOCUMENTS DE RÉFÉRENCE................................................................................................ 23

6 SITES WEB DES INTERVENANTS............................................................................................ 24

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PROTECTED BUSINESS INFORMATION

1 Introduction

Au Canada, des initiatives majeures des gouvernements fédéraux et provinciaux sont en cours pour établir des installations pilotes de cogénération d’énergie et de production de nutriments culturaux à partir de déchets agricoles et municipaux. Le résultat doit atténuer les émissions nettes de gaz à effet de serre (GES) causées par l’agriculture tout en améliorant l’efficacité de la production, préservant les ressources et développant les technologies de ressources renouvelables.

Une de ces technologies habilitantes de ressources renouvelables est la digestion anaérobie (DA). La DA est un processus biologique qui produit un gaz composé principalement de méthane (CH4) et de dioxyde de carbone (CO2), également appelé biogaz. Ces gaz sont produits par des déchets organiques tels que du fumier de bétail et des déchets de la transformation des aliments. Les processus anaérobies pourraient se produire soit naturellement, soit dans un environnement contrôlé tel qu’une installation biogaz. Les déchets organiques tels que le fumier de bétail et divers types de bactéries sont mis dans un contenant étanche à l’air, appelé digesteur, où se produit le processus.

Les motivations des fermiers pour construire et exploiter des digesteurs anaérobies sont les suivantes :

Cogénération (production de chaleur et d’électricité) et autonomie énergétique

Économie en frais de traitement du fumier

Conversion en nutriments bénéfiques

Forte réduction des odeurs

Maîtrise des pathogènes

Récupération des sous-produits

Réduction des émissions de GES

La cogénération de chaleur et d’électricité est considérée comme une forme de production décentralisée d’électricité. Il s’agit de production ou de stockage d’électricité modulaire à proximité du point d’utilisation. En raison de l’augmentation de la concurrence dans le secteur des compagnies d’électricité et de l’avènement de technologies de ressources renouvelables écologiques telles que la biomasse, il y a eu un intérêt accru dans la production décentralisée, notamment dans la production sur place. À titre d’exemple, on estime qu’en Ontario, l’énergie

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renouvelable provenant du bétail pourrait produire plus de 200 MW d’électricité, et dans l’ensemble du Canada, plus de 1 500 MW.

L’efficacité impressionnante et les avantages pour l’environnement offerts par ces diverses technologies de production décentralisée ont le potentiel de contribuer considérablement à l’atténuation de la pollution de l’air et du changement climatique de la planète grâce à la réduction des GES. Toutefois, ces technologies de production décentralisée d’électricité font face à certains obstacles d’entrée sur le marché, qui font l’objet du présent rapport. D’après des rapports initiaux sur des projets de démonstration de systèmes DA dans l’ensemble du Canada, il semblait y avoir certains obstacles au raccordement qui retardaient la mise en œuvre de ces projets. La présente étude sert à documenter la réalité des obstacles à l’entrée sur le marché à l’égard du raccordement de systèmes DA au réseau d’électricité. Les trois études de cas se concentrent sur les obstacles au raccordement au réseau de la compagnie d’électricité.



2 Méthodologie

2.1 Sélection des études de cas

Ressources naturelles Canada (RNCan) et Agriculture et Agroalimentaire Canada avaient une liste de projets pilotes/de démonstration DA opérationnels dans l’ensemble du Canada. Cinq sites potentiels ont été sélectionnés en vue d’études de cas, mais par manque de temps, il a été décidé de n’effectuer que trois de ces études. Les trois sites préférés ont été sélectionnés, les deux autres servant de réserves. Les trois premiers sites se trouvaient en Ontario, en Saskatchewan et en Alberta respectivement. Le personnel de RNCan a établi un contact initial avec les trois responsables de projet, qui ont accepté de participer. Les conclusions et l’analyse du présent rapport sont basées sur ces trois études.

On envisageait de mener des entrevues sur place avec le ou les propriétaires de projet, les compagnies de service d’électricité et d’autres intervenants possibles, tels que les développeurs de projet de technologie et les consultants associés au projet. Le présent rapport est rédigé à partir de l’information recueillie des entrevues.

2.2 Formulaires de sondage

Nous avons conçu deux formulaires de sondage : l’un pour les propriétaires de projet, et l’autre pour la compagnie d’électricité desservant le site de projet. Le formulaire de sondage des consommateurs a été rédigé en vue de collecter des détails propres au projet. Le formulaire de sondage des compagnies d’électricité a été rédigé non seulement pour collecter de l’information sur le site particulier, mais aussi pour refléter l’incidence du point de vue du Programme.

Les formulaires de sondage ont été envoyés avant l’entrevue pour permettre aux participants de les étudier et de les remplir avant l’entrevue. Cela a permis aux participants de réfléchir aux questions et de se préparer à l’entrevue. De plus, cela a aidé à ne pas s’éloigner du sujet pendant les discussions et a servi de moyen de consigner les commentaires énoncés lors de l’entrevue.

2.3 Tenue des entrevues

Nous avons mené les entrevues suivantes :

Système DA de troupeau de vaches laitières d’Ontario, produisant 50 kW.

Des entrevues distinctes ont été menées avec :

les deux propriétaires du projet sur place;

un ingénieur de gestion de réseau de Hydro One, à ses bureaux à Toronto;



un représentant du ministère de l’Agriculture et de l’Alimentation provincial, par téléphone.

Système DA d’exploitation porcine de Saskatchewan, produisant 120 kW


le développeur du système DA, sur place;

un superviseur de la production décentralisée de SaskPower, à ses bureaux à Regina.

Système DA de parcs d’engraissement extérieur de bovines d’Alberta, produisant 1 000 kW


les deux propriétaires du projet, sur place;

deux représentants de l’Alberta Research Council (conseil de recherches de l’Alberta); l’un sur place, l’autre à Edmonton;

un superviseur des services commerciaux d’ATCO, à Calgary;

un consultant en haute tension, à Calgary.



3 Résumé des obstacles au raccordement

3.1 Catégories des obstacles

Les catégories d’obstacles ne sont utilisées que pour faciliter la description. Par exemple, on pourrait faire une seule distinction entre obstacles techniques et obstacles non techniques. Cependant, il a été décidé d’utiliser les trois types d’obstacles suivants pour permettre de distinguer entre certaines questions de pratiques commerciales et de pratiques réglementaires.

3.1.1 Obstacles techniques

Les obstacles techniques au raccordement comprennent les exigences des compagnies d’électricité relatives à la compatibilité technique avec les caractéristiques et l’exploitation du réseau de distribution. Ces obstacles comprennent des spécifications relatives à la qualité de l’alimentation, au dispatching, à la sécurité, à la fiabilité, au mesurage, aux manœuvres locales sur le réseau d’électricité et à la commande. Des exemples comprennent les révisions techniques, les critères de conception, les études techniques et de faisabilité, les limites opérationnelles et les inspections techniques requises par les compagnies d’électricité. Un sommaire des obstacles techniques se trouve au paragraphe 3.3.

3.1.2 Obstacles liés aux pratiques commerciales

Les obstacles liés aux pratiques commerciales se rapportent aux exigences contractuelles et aux procédures de raccordement. Des exemples comprennent la durée et la complexité des contrats, les conditions des contrats, les droits d’inscription, l’identification d’une personne contact autorisée de la compagnie d’électricité, l’uniformité des exigences, les exigences opérationnelles, le temps de réponse et les retards. Un sommaire des obstacles liés aux pratiques commerciales se trouve au paragraphe 3.4.

3.1.3 Obstacles liés à la réglementation

Les obstacles liés à la réglementation comprennent des questions de politique qui relèvent des gouvernements provinciaux (ministre de l’Énergie), des régies/commissions de réglementation de l’énergie et du gouvernement du Canada. Il s’agit de questions soulevées ou régies par les statuts, les politiques, la tarification ou les demandes relatives à la réglementation par les compagnies d’électricité et approuvées par l’organisme de réglementation. Dans cette catégorie, on retrouve des questions telles que l’interdiction réglementaire tout raccordement, des tarifs irraisonnables visant l’alimentation de secours et de relève, des questions de tarification pour l’accès au réseau d’électricité local, les contraintes des tarifs de transport et de distribution, des exigences des exploitants de réseaux (ISO), les droits de retrait et l’obtention de permis



environnementaux. Un sommaire des obstacles liés à la réglementation se trouve au paragraphe 3.5.

3.2 Études de cas

L’information recueillie lors des entrevues pour les trois sites de projet a été résumée dans le cadre des obstacles mentionnés ci-dessous et figure dans le rapport aux endroits suivants :

Section 3.2.1 Digesteur anaérobie de troupeau de vaches laitières d’Ontario, produisant 50 kW;

Section 3.2.2 Digesteur anaérobie d’exploitation porcine de Saskatchewan, produisant 120 kW ; et

Section 3.2.3 Digesteur anaérobie de parc d’engraissement extérieur de bovines d’Alberta, produisant 1 000 kW

Les trois participants aux études de cas ont tous rencontré certains obstacles à l’accès au marché. Cependant, ces obstacles n’étaient pas assez graves pour qu’un quelconque des projets en cause soit abandonné.

3.2.1 Digesteur anaérobie de troupeau de vaches laitières d’Ontario, produisant 50 kW

Description du système DA

La ferme est située dans l’Est de l’Ontario et est exploitée par deux frères qui habitent chacun dans leur propre maison sur la ferme. Il s’agit d’un terrain d’environ 500 acres, occupé par environ 140-150 vaches laitières. La ferme est desservie par Hydro One au moyen d’une ligne monophasée de 7 200 volts. Les installations sont situées à environ 2 km de la ligne triphasée et à proximité de l’extrémité de l’artère venant du poste de distribution. Ferme Klaesi Brothers - Ontario



Le méthane venant du digesteur anaérobie (DA) alimente un moteur alternatif, qui entraîne à son tour une génératrice synchrone monophasée de 60 kW. La quantité de méthane produite est suffisante pour faire marcher la génératrice 24 h sur 24, 7 jours sur 7, et produire plus d’électricité que la ferme ne peut utiliser. Le consommateur participe au programme de mesurage net de Hydro One jusqu’à 50 kW. Cela veut dire que Hydro One ne permet aux propriétaires qu’une puissance maximale de sortie de 50 kW et ce pour le transfert automatique de la charge seulement. De plus, leur entente ne prévoit que l’équilibrage de la consommation et de la production sur leur période de facturation, et il n’y a aucun crédit pour l’énergie excédentaire produite pendant la même période. Les propriétaires ont la capacité de produire, sur la période d’une journée, plus d’énergie que nécessaire pour leurs besoins et sont capables de fournir l’excédent au réseau d’électricité. Par conséquent, ils n’exploitent l’installation que pendant 15 à 18 heures par jour, produisant de 700 à 800 kWh pendant cette période.

L’installation comprend également un commutateur de transfert qui leur permet d’isoler leur système du réseau et de faire fonctionner leur génératrice pour être électriquement autonomes au cas où Hydro One aurait une panne prolongée. De plus, la chaleur du moteur et du système d’échappement est utilisée par l’intermédiaire d’un échangeur de chaleur pour le chauffage du digesteur et assure également le chauffage à eau chaude des deux maisons.

Le projet DA complet a pris 16 mois, y compris la planification, les achats, l’installation et la mise en service du système DA. Le processus de raccordement au réseau d’électricité a pris 12 mois (de juin 2002 à mai 2003). À noter que pendant les trois premiers mois, il n’y a eu aucune réponse de la compagnie d’électricité. On a dû attendre jusqu’en février 2003 avant de recevoir un document préliminaire de raccordement à examiner. L’entente a enfin été signée le 16 mai 2003.

La compagnie d’électricité – Hydro One

Hydro One est une compagnie d’électricité appartenant à la province. Elle est responsable des réseaux de transport dans la province. De plus, elle dessert environ 1,2 million de consommateurs dans l’ensemble de la province.

Le 9 décembre 2004, le gouvernement de l’Ontario a adopté la Loi sur l’électricité (également désignée projet de loi 100) qui réorganisera le système électrique de l’Ontario pour mieux répondre au besoin pressant de nouvelles ressources, pour accroître les économies d’énergie et pour stabiliser les prix à la consommation dans l’ensemble de la Province. Des tarifs réglementés et approuvés par l’entremise de la Commission de l’énergie de l’Ontario (CEO), s’appliquent au transport, aux coûts de la distribution locale et aux coûts de l’énergie pour la plupart des consommateurs. La seule partie du marché qui est non réglementé est l’énergie pour les grands consommateurs industriels et les consommateurs de service général. Les détaillants titulaires de licence sont également autorisés à conclure des marchés avec n’importe quel consommateur.



Le 5 janvier 2005, le gouvernement de l’Ontario a proposé un règlement qui permettrait le « mesurage net ». Le mesurage net accorderait un crédit aux consommateurs qui produisent leur propre électricité à partir de ressources renouvelables pour toute électricité excédentaire qu’ils restituent au réseau d’électricité. À l’heure actuelle, le mesurage net est disponible pour les projets qui produisent jusqu’à 50 kilowatts, à la discrétion des compagnies de distribution d’énergie locales. Le nouveau règlement exigera que les distributeurs permettent le mesurage net à tous les projets admissibles qui produisent jusqu’à 500 kilowatts. Le gouvernement invite des commentaires sur le nouveau règlement proposé, dont on prévoit qu’il sera adopté au T2/T3 2005.

Toutes les compagnies de distribution locales (CDL), dont Hydro One, sont tenues en vertu du Distribution System Code de la CEO d’accorder aux nouveaux producteurs l’accès non discriminatoire à leurs réseaux. Le Code comprend des principes et des textes normatifs pour les conditions techniques et commerciales. Les exigences techniques normatives d’installation comprennent la conformité à l’Ontario Electrical Safety Code.

Hydro One offre à ses consommateurs les services de production intégrés suivants :

Mesurage net jusqu’à 50 kW

Production pour la revente

Production pour déplacement de la charge

Pour de plus amples renseignements sur les connexions de mesurage net, allez à : http://www.hydroonenetworks.com/en/electricity_updates/renewable_technologies/net_metering_agreement_form.pdf

Pour de plus amples renseignements sur les gros détaillants ou déplacement de la charge, allez à : http://www.hydroonenetworks.com/en/electricity_updates/generation/RFP_External_Tech_Reqt.pdf

Le présent rapport ne traite que du programme de mesurage net jusqu’à 50 kW.


Le consommateur a acheté une génératrice fabriquée en Europe qui n’avait pas l’homologation requise pour l’Ontario et qui devait donc être soumise à une inspection spéciale. De plus, la différence de fréquence entre l’Amérique du Nord et l’Europe a contribué au grillage de la génératrice, qui a dû être remplacée. Grâce à un système de commande modifié, la nouvelle génératrice fonctionnait tel que prévu.

Au début, en l’absence d’un programme de mesurage net, Hydro One a prescrit des conditions techniques et commerciales prévues pour des installations beaucoup plus grandes. Un dépôt


http://www.hydroonenetworks.com/en/electricity_updates/renewable_technologies/net_metering_agreement_form.pdf


http://www.hydroonenetworks.com/en/electricity_updates/generation/RFP_External_Tech_Reqt.pdf



initial a été perçu (et remis par la suite) du client pour effectuer une évaluation initiale de l’impact sur le réseau de la génératrice de 50 kW proposée. Dans le cadre du programme de mesurage net actuel, aucune évaluation de l’incidence n’est effectuée.

De fortes fluctuations de tension sur l’artère de la compagnie d’électricité ont rendu le processus de raccordement difficile. Certaines parties des réglages imposés au consommateur en vertu des normes techniques de Hydro One étaient trop rigoureux, provoquant des déclenchements inutiles de la génératrice. Après que le client eut démontré que l’alimentation en tension de Hydro One était hors des limites normalisées et qu’il a été autorisé à élargir les réglages, aucun autre déclenchement inutile de la génératrice n’a eu lieu.

Obstacles liés aux pratiques commerciales

En juin 2002, mois pendant lequel le consommateur a communiqué avec Hydro One pour la première fois, il n’a pas eu de réponse avant trois mois. Cependant, après qu’un ingénieur responsable de la gestion du réseau a été affecté au dossier, le processus a été mis en branle et a abouti au raccordement. À l’époque, Hydro One n’avait pas de programme de mesurage net et traitait chaque cas comme un cas d’espèce. De plus, la compagnie d’électricité traversait une période de transition à la suite d’un plan de restructuration. À un moment donné, le gouvernement de l’Ontario a transmis à Hydro One la directive de lancer un programme de mesurage net. Comme nous l’avons indiqué plus haut, la documentation finale est devenue disponible en octobre 2003. Cela s’est produit après le raccordement du consommateur, laquelle a finalement eu lieu le 16 mai 2003. L’actuel programme de mesurage net prévoit une marche à suivre bien documentée, et Hydro One affirme avoir du personnel formé prêt à répondre à toutes les demandes en temps opportun et de façon positive.

De plus, le consommateur a dû payer un compteur bidirectionnel à registres multiples d’environ 1 400 $ et fournir une connexion téléphonique au compteur.


À l’heure actuelle, le consommateur ne peut pas exporter contre paiement une quantité nette d’énergie verte au réseau d’électricité sans être classé comme un producteur revendeur.

Une autre limitation actuelle est que la conciliation de l’importation/exportation nette d’énergie sur le site se fait sur une période de un mois. Si le consommateur exporte une quantité nette d’énergie sur cette période, il ne reçoit aucune compensation.

Jusqu’ici, le programme de mesurage net limite la puissance produite à 50 kW. Comme nous l’avons déjà dit, en janvier 2005, le gouvernement de l’Ontario a proposé un règlement qui permettrait le mesurage net à l’échelle provinciale. Le mesurage net accorderait un crédit aux consommateurs qui produisent leur propre électricité à partir de ressources renouvelables pour



tout excédent d’électricité qu’ils restituent au réseau d’électricité. À l’heure actuelle, le mesurage net est disponible pour les projets qui produisent jusqu’à 50 kilowatts, à la discrétion des compagnies de distribution d’électricité. Le nouveau règlement exige que les distributeurs permettent le mesurage net pour tous les projets admissibles qui produisent jusqu’à 500 kilowatts. Le gouvernement invite des commentaires sur le nouveau règlement proposé dont il est prévu qu’il soit adopté au T2/T3 2005.

Le nouveau règlement est attendu avec impatience; cependant, on n’y trouve pas de détails sur le renforcement ou l’expansion du réseau qui peut être nécessaire pour permettre la connexion de la génératrice ni sur la façon dont l’électricité excédentaire serait créditée et quelle en serait la valeur.

Temps et coût du propriétaire consacrés à surmonter les obstacles

Le propriétaire n’a pas subi de coûts directs considérables pour surmonter les obstacles susmentionnés. Cependant, il n’était pas content de la période prolongée nécessaire pour mettre en place l’entente de raccordement.

Solutions proposées par le propriétaire/les partenaires de projet

Si vous achetez du matériel, notamment à l’extérieur du Canada, veillez à ce qu’il soit homologué pour utilisation en Ontario et dans le reste du Canada.

Assurez-vous que la législation ontarienne visant le mesurage net jusqu’à 500 kW est en vigueur.

Dans le cadre du programme de mesurage net, permettre au consommateur d’injecter sur le réseau d’électricité l’excédent d’énergie à un prix équitable.

Prendre des mesures pour que le gouvernement du Canada accorde une prime pour l’énergie produite à partir de ressources renouvelables.



3.2.2 Digesteur anaérobie d’exploitation porcine de Saskatchewan, produisant 120 kW


L’exploitation porcine est située dans la partie centrale de la Saskatchewan et possède environ 1 200 truies qui produisent de 28 000 à 30 000 porcelets par année. Le développeur/propriétaire du système DA a acquis une parcelle de terrain adjacente à l’exploitation porcine, où il a construit son système DA. Il obtient le lisier de porc au moyen d’un pipeline menant de l’éleveur de porcs à sa propriété. Le lisier est chauffé et placé dans le DA. Le méthane produit par le processus est ensuite utilisé pour alimenter quatre microturbines triphasées de 30 kW pour un total de 120 kW. L’électricité produite est fournie directement au réseau d’électricité à 25 kV. Les gaz d’échappement des quatre microturbines sont amenés à un échangeur de chaleur, qui transfère la chaleur à un circuit en boucle fermée retournant au système DA qui chauffe le lisier avant qu’il entre dans le DA. Ce qui rend le projet quelque peu unique, c’est que les microturbines appartiennent à SaskPower qui les exploite comme un projet de démonstration, et le seul rôle que joue le propriétaire du système dans l’activité de raccordement a été de conclure avec SaskPower un contrat de vente de gaz méthane pour l’alimentation des quatre microturbines.

Clear Green Inc. AD system - Saskatchewan

La réalisation du projet DA a pris environ 12 mois. D’après le propriétaire du système, il a fallu près de 18 mois pour mettre en place le contrat de vente de gaz avec SaskPower. Le projet a été achevé en septembre 2003 et, après la mise en service, le premier gaz a été produit le 1er février 2004.

La compagnie d’électricité - SaskPower

SaskPower est une société d’État provinciale entièrement réglementée et est le principal fournisseur et distributeur principal d’électricité en Saskatchewan.

SaskPower exploite une gamme diversifiée de centrales d’une capacité totale d’environ 3 500 mégawatts (MW). SaskPower maintient plus de 152 000 kilomètres de lignes électriques, le réseau le plus étendu de l’Ouest canadien. La compagnie a plus de 436 000 consommateurs.



Le gouvernement de la Saskatchewan s’est engagé à construire une économie verte et prospère grâce à son dossier sur l’énergie verte. Le programme des produits à privilégier (EPP) est une pierre angulaire du dossier et aide à évaluer des options de production viables à faible incidence sur l’environnement pour l’avenir.

Le programme EPP a été conçu pour permettre à SaskPower d’entrer en partenariat avec des producteurs d’électricité indépendants afin de construire et d’exploiter des installations de production de moindre envergure. Ces installations aideront SaskPower à atteindre son objectif d’alimenter la charge accrue jusqu’en 2010 au moyen d’une production à faible incidence sur l’environnement qui ne produit pas de nouvelles émissions de gaz à effet de serre. Le programme est également une occasion d’évaluer des technologies telles que le système DA maintenant disponibles pour la production de moindre envergure. Une partie du processus de mise en œuvre de l’initiative EPP consistait à écouter ce que les producteurs d’électricité indépendants disaient, à être flexible et à réviser le programme s’il y a avait des améliorations possibles.

L’année passée, la première phase du programme a donné lieu à la sélection de trois propositions de projet totalisant environ 13 MW. Cette année, au cours de la deuxième phase, les 32 MW restants seront sélectionnés. SaskPower a déjà reçu des déclarations d’intérêt pour d’autres projets EPP. Ces déclarations sont en cours d’évaluation pour identifier les projets qui répondent aux objectifs environnementaux du programme. SaskPower compte émettre une demande de propositions officielle à ceux qui ont des projets qualifiés. SaskPower sélectionnera les 32 MW restants du programme de 45 MW parmi les propositions reçues. Les intéressés avaient jusqu’au 22 mars 2005 pour soumettre des projets qui répondent aux critères environnementaux du programme et qui se situent à l’intérieur des directives pour une capacité étendue de 100 kilowatts (kW) à 25 mégawatts (MW).

SaskPower a deux documents d’exigences de raccordement, à savoir :

Non-Utility Generation Interconnection Requirements at Voltages 25 kV and Below; http://www.saskpower.com/services/nug/NUG25kV.pdf

Non-Utility Generation Interconnection Requirements at Voltages 72 kV and Above http://www.saskpower.com/services/nug/NUG72kV.pdf


De concert avec le programme EPP, SaskPower est le propriétaire et l’exploitant d’un certain nombre de projets de démonstration de technologies prometteuses. Comme elle en est le propriétaire, elle obtient la meilleure information disponible sur leur fonctionnement à l’égard de la fiabilité et de la disponibilité. Malheureusement, les résultats de certains des projets n’ont pas été trop encourageants. Cependant, la compagnie est déterminée à mener à bien ces projets.


http://www.saskpower.com/services/nug/NUG25kV.pdf




Le propriétaire du système était d’avis que le temps nécessaire à la préparation du contrat de vente du gaz a été trop long.

Les frais de raccordement typiques sont de 350 $, et le consommateur doit payer un compteur bidirectionnel à registres multiples.

Les conditions commerciales de l’entente n’étaient pas disponibles. Cependant, le représentant de SaskPower a donné un tarif de 3,126 cents par kWh. Pour les installations de plus de 100 kW, le tarif est le plus souvent établi par le processus de DP de l’EPP.

Le territoire sous la responsabilité de SaskPower est divisé en quatre régions. Pour les petites installations de moins de 100 kW, le consommateur transige directement avec le personnel régional. Pour les projets de plus de 100 kW, c’est le superviseur du génie régional de même qu’une personne du siège social qui s’impliquent. Pour l’exécution officielle des ententes de raccordement, on a reconnu qu’il fallait que le processus change de façon à déléguer la responsabilité à un palier inférieur de l’organisation. De plus, SaskPower n’a pas de plans immédiats pour un programme de mesurage net, mais a admis que ce serait un programme possible pour l’avenir.

SaskPower a admis que l’entente de raccordement devrait être simplifiée et raccourcie.


À l’heure actuelle, il n’y a aucune prime d’offerte pour l’énergie produite au moyen de technologies de ressources renouvelables telles que la biomasse.

De plus, il n’y a pas de programme en place pour compenser l’accumulation de crédits pour la réduction des gaz à effet de serre ou pour la réduction de carbone.


Le propriétaire n’a pas subi de coûts directs considérables pour surmonter les obstacles susmentionnés. Cependant, il a exprimé une certaine frustration à l’égard du temps prolongé nécessaire pour conclure l’entente de vente du gaz.

Solutions proposées par le propriétaire du projet

En ce qui concerne le dernier budget du gouvernement fédéral, le propriétaire était encouragé par l’augmentation de la déduction pour amortissement accéléré (DAA) pour les technologies de ressources renouvelables de 30 à 50 %.



Faire des représentations auprès du gouvernement du Canada pour qu’il paie une prime pour chaque kWh produit par des systèmes DA.

Faire également des représentations pour obtenir une compensation pour l’accumulation de crédits pour la réduction des gaz à effet de serre et la réduction de carbone.

3.2.3 Digesteur anaérobie de parc d’engraissement extérieur de bovins d’Alberta, produisant 1 000 kW


Cette grande exploi-tation de parc d’en-graissement extérieur de bovins de finition est située à l’est d’Edmonton, AB. Le ranch a une superficie d’environ 5 500 acres, et le parc d’engraissement compte environ 320 acres. Il a une capacité de charge de 38 000 têtes de bétail et traite un total de 60 000-70 000 têtes de bétail par année. Les propriétaires incorporés ont conclu une entente d’exclusivité de licence avec l’Alberta Research Council et le gouvernement du Canada pour développer une technologie qui convertit du fumier en énergie, en engrais d’origine biologique et en eau réutilisable tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre et les autres impacts environnementaux. La première phase du projet de démonstration a été monté à côté du parc d’engraissement.

Himark Renewables Inc. - Alberta

L’installation combinée de chauffage et d’électricité (CHC) est grande. Le méthane venant du DA alimente un moteur V20 à piston, qui entraîne à son tour une génératrice synchrone triphasée déclassée de 999 kW. L’électricité produite est transférée au réseau d’électricité triphasé à 25 kV appartenant à ATCO. Le propriétaire a dû faire une demande auprès de l’Alberta Energy and Utility Board pour obtenir une licence à titre de producteur indépendant raccordé au réseau et il reçoit une compensation horaire de l’Alberta Electricity System Operator. La génératrice est



classée comme génératrice intermittente. Toute électricité absorbée du réseau tant par le système DA que par l’exploitation du parc d’engraissement est achetée par l’entremise d’un revendeur distinct.

Il y a un branchement électrique distinct pour l’exploitation du parc d’engraissement qui utilise une puissance de pointe d’environ 240 kW et une puissance moyenne d’environ 140 kW.

La chaleur produite par le moteur est utilisée pour préchauffer l’eau à mélanger avec le fumier sec. À l’heure actuelle, le système DA utilise environ 20 % du fumier pour produire 1000 kW. L’objectif est d’utiliser jusqu’à 60-70 % du fumier disponible, ce qui pourrait produire jusqu’à 3 000 kW. Les 30 % restants du fumier seront utilisés pour fertiliser les champs du propriétaire.

L’ensemble du projet a pris environ 18 mois, ce qui comprend la planification, les achats, l’installation et la mise en service du système DA (de mai 2003 à novembre 2004). La première communication avec ATCO pour discuter des questions de raccordement a eu leu en mai 2003, et il ne s’est pas produit grand-chose pendant environ sept mois. Après qu’un coordonnateur des Services commerciaux des bureaux d’ATCO à Calgary eut été nommé, le processus s’est mis en branle. Le temps total qui s’est écoulé pour obtenir l’entente de raccordement avec la compagnie d’électricité a été de 14 mois (de mai 03 à juillet 04).

La compagnie d’électricité – ATCO Electric

La province d’Alberta, comme bien d’autres juridictions dans le monde entier, a ouvert son réseau électrique à la compétition. Dans cette province, la transition vers la compétition a commencé par l’Electric Utilities Act, qui est entrée en vigueur en janvier 1996. Au printemps 2003, le gouvernement de l’Alberta a adopté un nouveau Electric Utilities Act (EUA) et deux règlements connexes : le Market Surveillance Regulation et le Code of Conduct Regulation. L’EUA est une loi qui apporte des changements clés à la structure de l’industrie de l’électricité de l’Alberta. Sa composante de base est la création de l’Alberta Electric System Operator, qui réunit les fonctions de l’administrateur du réseau de production et de l’administrateur du réseau de transport d’électricité dans une seule corporation statutaire. De plus, elle crée des corporations et une gouvernance distinctes pour l’administrateur de surveillance du marché et le système d’équilibrage.

Le Code of Conduct Regulation AR 160/2003 (Code) s’applique au marché de l’électricité du détail en Alberta. Ce règlement a pour objet de créer pour les détaillants des règles du jeu équitables, tout en assurant une protection adéquate des consommateurs et des informations les concernant. La compétition sur le marché au détail fonctionne raisonnablement bien dans le secteur commercial/industriel. Cependant, elle laisse à désirer au niveau résidentiel, les consommateurs continuant à abandonner le système d’alimentation réglementé.



ATCO Electric est une compagnie d’électricité propriété d’investisseurs qui dessert plus de 169 000 consommateurs dans le Nord et le centre est de l’Alberta ainsi que dans des parties des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon. ATCO Electric fournit l’énergie électrique aux résidences, aux fermes et aux entreprises, dans les villes, les réserves et les établissements métis – plus de 200 collectivités en tout. C’est également le fournisseur d’électricité pour le Projet du digesteur anaérobie de parc d’engraissement extérieur de bovins situé à l’est d’Edmonton.

À la suite de la déréglementation du marché, on a accordé aux producteurs d’énergie électrique l’accès ouvert aux réseaux de distribution et de transport. Grâce à l’accès ouvert, les producteurs peuvent maintenant vendre l’énergie électrique directement à l’AESO et recevoir une compensation financière basée sur un prix concurrentiel. ATCO Electric, à titre de distributeur, a un certain nombre de documents techniques et normatifs disponibles pour les consommateurs intéressés à devenir producteur d’énergie électrique. Cependant, l’Alberta n’a pas de programme de mesurage net qui facilite le raccordement au réseau d’installations faisant appel à des technologies de type renouvelable. Jusqu’ici, ATCO a achevé environ 50 projets comprenant le raccordement de génératrices à son réseau.

Le site Internet ci-dessous d’ATCO donne toute une liste de documents pour faciliter le raccordement de génératrices au réseau d’électricité d’ATCO Electric. Les frais d’une évaluation technique initiale varient de 300 à 1500 $. D’autres frais sont imputés si des études supplémentaires sont nécessaires. Il est également à noter que, dans le cadre des conditions commerciales, le tableau tarifaire D32 s’applique. Ce tableau comprend les frais de livraison pour les consommateurs-producteurs qui exigent une puissance de réserve pour le service de la charge locale. Il donne également la façon dont les frais d’exploitation et d’entretien et les frais d’administration et les frais généraux sont ajoutés aux frais supplémentaires de raccordements imputés au consommateur-producteur.

http://www.atcoelectric.com/B_PowerProd/application_form_fees.asp


Comme le système DA utilise un grand alternateur synchrone, ATCO a effectué trois études pour déterminer l’adéquation de l’alternateur avec l’artère de distribution, à la centrale et aux installations de transport. Le consommateur et son consultant étaient d’avis qu’il y avait une trop grande préoccupation à l’égard de l’îlotage et des systèmes de protection contre cette condition. On se demandait si le système de protection devrait être basé sur la limitation de la tension ou sur la limitation du facteur de puissance.

Après que la compagnie d’électricité est fourni les réglages de protection fonctionnels et que ces derniers aient été appliqués sur le système DA, l’alternateur a déclenché fréquemment. Les réglages étaient trop restrictifs pour les conditions opérationnelles réelles de l’artère




d’alimentation. Après que le consultant eut établi les conditions opérationnelles réelles de l’artère, le consommateur a été autorisé à élargir les réglages. Après la mise en œuvre des nouveaux réglages, il n’y a pas eu d’autres déclenchements inutiles de l’alternateur.


Au début, il y a eu une réponse tardive de l’ATCO à la demande initiale de raccordement du consommateur. Cependant, une fois qu’il a eu engagé un consultant ayant de l’expérience en matière de distribution et de raccordement, le processus s’est déroulé beaucoup plus rapidement. De plus, le processus a été grandement facilité par la nomination d’une personne des Services commerciaux d’ATCO de Calgary, qui a servi de champion du consommateur au sein de cette organisation et de facilitateur des deux parties en vue de respecter les délais établis lors d’une des réunions. ATCO est d’avis que, alors que le temps de réponse initial était inacceptable, la compagnie a vécu une expérience d’apprentissage et est maintenant mieux formée et prête à répondre à ce genre de demandes. Une approche modèle ne peut être utilisée pour ces types de projets. Chaque proposition a besoin d’être examiné de façon particulière.

Il ya également eu un retard dans l’obtention de l’Alberta Energy and Utility Board d’une licence de producteur indépendant. Le représentant d’ATCO a aidé à faire la demande, et l’approbation a été accordée.


Pour les petits systèmes DA, c.-à-d. de moins de 500 kW, il n’y a pas de plan de mesurage net pour les technologies de ressources renouvelables en Alberta. Un tel programme encouragerait plus d’installations grâce à sa simplicité et à son coût réduit. De plus, pour les petits systèmes qui ne se qualifient pas en tant que participant au réseau commun d’énergie, il n’y a pas moyen de se faire compenser pour l’énergie verte nette restituée au réseau d’électricité.

Du point de vue du consommateur, selon l’emplacement de l’installation par rapport au réseau d’électricité, il y a une préoccupation générale concernant les frais importants de la mise à niveau initiale des installations de distribution pour accepter l’énergie produite, ou par la suite, lorsque le consommateur compte augmenter sa production. Le consommateur en cause considère cela comme un problème potentiel car il compte augmenter sa production dans un proche avenir.

À l’heure actuelle, il n’y a aucune prime d’offerte pour l’énergie produite au moyen de systèmes DA grâce aux crédits de réduction de GES ou de carbone.




Le propriétaire n’a pas subi de coûts directs considérables pour surmonter les obstacles susmentionnés. Cependant, il a exprimé une certaine frustration à l’égard du temps prolongé nécessaire pour mettre en place l’entente de raccordement.

Solutions proposées par le propriétaire/les partenaires du projet

Au point de vue de la planification de projet, être mieux préparé : connaître les « règles » et savoir à quoi s’attendre.

Pour les grands projets, retenir les services d’un consultant ayant de l’expérience en matière de réseaux de distribution électrique et de raccordement.

La compagnie d’électricité devrait réviser leurs stratégies de protection en vue de maintenir les génératrices de consommateur en ligne le plus longtemps possible en cas de perturbations, plutôt que de les déclencher rapidement afin d’éviter les conditions d’îlotage.

Pour aider et appuyer le développement et le déploiement de technologies de ressources renouvelables, le gouvernement du Canada devrait lancer un programme d’incitatif à l’énergie renouvelable.

Promouvoir l’idée que le gouvernement du Canada achète des crédits compensatoires pour la réduction des GES obtenue grâce aux technologies de ressources renouvelables telles que la biomasse.

3.3 Sommaire des obstacles techniques rencontrés

Beaucoup d’obstacles techniques à la production décentralisée d’électricité se rapportent à la responsabilité de la compagnie d’électricité de maintenir la fiabilité, la sécurité et la qualité d’alimentation du réseau. Les trois compagnies d’électricité interviewées avaient toutes de bonnes exigences techniques de raccordement. Les obstacles techniques typiques rencontrés dans les études de cas sont les exigences de raccordement que la compagnie d’électricité peut imposer inutilement pour assurer la fiabilité, la sécurité et la qualité de l’alimentation. Ces obstacles peuvent comprendre :

Préoccupation excessive à l’égard de la condition d’« îlotage »;

Exigences de qualité de l’alimentation; et

Études d’écoulement de puissance et autres analyses techniques.



3.3.1 Normes de sécurité

Parmi les compagnies d’électricité, la principale préoccupation de sécurité à l’égard du raccordement au réseau de l’équipement de production est la protection contre l’« îlotage », condition où une centrale continue d’alimenter une partie du réseau, alors que le reste du réseau d’électricité a été mis hors tension (pendant une panne d’électricité, par exemple). Cette condition présente un double danger : d’une part, lorsque une génératrice distribuée « alimente un court-circuit », risquant de causer un incendie, et de l’autre, lorsqu’un monteur de lignes risque de s’électrocuter en entrant en contact avec ce qu’il pense être une ligne hors tension. Dans un des projets, l’ingénieur-conseil a indiqué qu’à son avis, les études supplémentaires menées pour examiner la question de plus près étaient inutiles.

Dans une des études de cas, comme le système DA faisait appel à une grande génératrice synchrone, la compagnie d’électricité a mené trois études pour déterminer l’adéquation de la génératrice à l’artère de distribution, au poste et aux installations de transport. Le consommateur et son consultant étaient d’avis qu’on se préoccupait trop de l’îlotage et des systèmes de protection contre cette condition. On se demandait si le système de protection devrait être basé sur la gestion de la tension ou sur la gestion du facteur de puissance.

De plus, dans une des études de cas, le propriétaire avait acheté une partie de son matériel en Europe. Malheureusement, ce matériel n’est pas homologué ni approuvé par l’ACNOR, de sorte que le propriétaire a dû payer des droits à l’Office de la sécurité des installations électriques pour faire effectuer une inspection spéciale en vue d’utiliser ce matériel.

3.3.2 Normes de qualité de l’alimentation

Les préoccupations relatives à la qualité de l’alimentation portent sur les perturbations de tension et de fréquence, les papillotements de tension et la distorsion harmonique. Tout comme les centrales, les installations décentralisées peuvent avoir un effet négatif ou un effet positif sur la qualité de l’alimentation. Les trois compagnies d’électricité avaient toutes de bons documents sur le raccordement qui comprennent les réglages de protection chez le consommateur pour assurer la qualité de l’alimentation. Toutefois, dans deux des trois études de cas, les consommateurs ont connu des déclenchements fréquents des génératrices.

Après que la compagnie d’électricité eut fourni les réglages de protection fonctionnels et que ces derniers furent appliqués sur le système DA, les génératrices déclenchaient fréquemment. Les réglages étaient trop restrictifs pour les grandes fluctuations réelles de la tension sur la ligne d’alimentation. Après que le consultant a démontré les conditions réelles d’opération de la ligne, le consommateur a été autorisé à élargir les réglages. Après la mise en œuvre des nouveaux réglages, il n’y a pas eu d’autres déclenchements imprévus de la génératrice.



3.3.3 Contraintes relatives à la capacité du réseau d’électricité local

L’approche générale parmi les compagnies d’électricité à l’égard des contraintes de capacité du réseau local a consisté à mener des études préliminaires avant le raccordement des génératrices décentralisées. Ces études évaluent les effets potentiels de la génératrice décentralisée sur cette partie du réseau en cause et déterminent s’il faut des mises à niveau ou d’autres modifications pour prendre en charge la puissance produite. Le coût de ces études est normalement imputé au propriétaire de la génératrice décentralisée. Cette pratique est souvent sanctionnée par les organismes de réglementation en vertu du principe de l’utilisateur/payeur.

Deux des trois études de cas ont relevé une préoccupation générale dans ce domaine : pour augmenter leur charge, il fallait envisager des coûts considérables pour renforcir le réseau afin d’alimenter la nouvelle charge.

3.4 Sommaire des obstacles liés aux pratiques commerciales rencontrés

Dans le cas présent, les pratiques commerciales comprennent des exigences et des procédures contractuelles imposées par la compagnie d’électricité avant que celle-ci permette le raccordement. Ces pratiques commerciales sont en principe soumises à l’organisme de réglementation. La question est de savoir dans quelle mesure elles sont surveillées et déclarées.

Les pratiques qui créent le plus souvent des obstacles étaient axées sur ce qui suit :

Le manque de réponse de la compagnie d’électricité à la suite de la demande initiale de raccordement;

Les frais de la demande et de raccordement.

3.4.1 Longueur du processus

Dans les trois études de cas, on se plaignait du temps qui s’était écoulé avant de recevoir l’approbation finale du raccordement. Ce temps variait de 12 à 18 mois. Cependant, tous les propriétaires de projet ont indiqué qu’ils n’avaient pas subi de coûts directs considérables pour surmonter les obstacles au raccordement.

En toute honnêteté envers les trois compagnies d’électricité, lorsque les trois demandes ont été présentées en 2002-2003, ces projets comptaient parmi les premiers pour chaque compagnie. Par conséquent, on a mis sur pied des procédures administratives internes et rédigé/amélioré des ententes techniques et commerciales. Par ailleurs, dans les trois études de cas, les propriétaires reconnaissaient qu’une fois un représentant du service à la clientèle affecté au projet, cette personne a facilité le déroulement du processus jusqu’à son achèvement.



Une autre raison pour laquelle le processus s’améliore est la promulgation de différents codes de réglementation par les régies/commissions de l’énergie provinciaux. Par exemple, le Distribution System Code (Code des réseaux de distribution) de l’Ontario renferme des principes et des exigences techniques et commerciales normatives pour connecter des génératrices intégrées. En outre, il y a des délais pour l’exécution des travaux conformément au règlement « Customer Service Performance Based Regulation for Distributors ».

3.4.2 Frais imputés

Dans une des études de cas, le propriétaire a avancé que les frais de raccordement étaient excessifs. De plus, une des compagnies d’électricité avait un tarif spécial qui comprenait des frais de livraison pour les consommateurs-producteurs qui exigent une alimentation de relève pour la charge locale. Elle aborde également la façon dont les frais d’exploitation et d’entretien et les frais administratifs et généraux sont appliqués aux coûts de raccordement supplémentaires imputés au consommateur-producteur.

Au point de vue d’un des propriétaires, il y avait une préoccupation générale que, selon l’emplacement de l’installation du consommateur-producteur par rapport au réseau électrique, on se voie imputer des frais considérables pour la mise à niveau initiale des installations de distribution pour qu’elles acceptent l’électricité produite, ou par la suite, si on envisage d’augmenter la production. Pour ce consommateur-producteur, il s’agit d’un problème potentiel, car il compte augmenter sa production dans un proche avenir.

Un des propriétaires se demandait comment un compteur pour une installation de 50 kW pouvait coûter ~1 400 $. Il s’agit d’un compteur de puissance appelée intelligent bidirectionnel qui comporte des registres multiples et des capacités de communication par téléphone.

3.5 Sommaire des obstacles liés à la réglementation rencontrés

Dans les trois études de cas, on a relevé les obstacles liés à la réglementation suivants :

Indisponibilité de tarifs de rachat équitables;

Manque de programmes de mesurage net dans l’ensemble du Canada;

Clauses restrictives du programme de mesurage net existent; et

Manque de programmes du gouvernement fédéral appuyant le paiement de primes pour l’électricité verte et l’achat de crédits compensatoires pour la réduction des GES obtenue grâce à l’utilisation de technologies de ressources renouvelables telles que la biomasse.



4 Conclusions

Nous avons interviewé des propriétaires/développeurs de systèmes DA, des intervenants et du personnel de compagnie d’électricité des trois projets dans l’ensemble du Canada pour consigner les problèmes rencontrés dans la recherche du raccordement au réseau d’électricité. Les commentaires relevés lors des entrevues personnelles dans le cadre de chaque étude de cas présentent les obstacles du point de vue des participants. Les commentaires reçus montrent que les obstacles sont très réels et qu’ils risquent de bloquer ce qui pourrait être des projets précieux. Parmi les trois études de cas, la quasi totalité relevait au moins un obstacle dans chacune des catégories : obstacles techniques, obstacles liés aux pratiques commerciales et obstacles liés à la réglementation.

Les obstacles techniques étaient axés principalement sur l’équipement ou les essais requis par les compagnies d’électricité aux fins de la sécurité, de la fiabilité et de la qualité de l’alimentation. Les promoteurs des projets trouvaient souvent que ces exigences étaient inutilement coûteuses à cause de leur préoccupation pour la protection du réseau d’électricité, à cause des réglages initiaux serrés pour protéger la qualité de l’alimentation et à cause des coûts d’immobilisations associés aux contraintes possibles liés à la capacité du réseau local.

Pour les obstacles liés aux pratiques commerciales relevés, le problème le plus courant était la difficulté et la longue durée de l’élaboration des ententes nécessaires. Dans tous les cas, une fois qu’un représentant du service à la clientèle de la compagnie d’électricité avait été affecté au projet, tout allait beaucoup mieux. Les autres obstacles majeurs liés aux pratiques commerciales comprenaient les droits imputés pour le raccordement et les frais du compteur pour un petit projet.

Les obstacles liés à la réglementation relevés comprenaient : indisponibilité de tarifs de rachat équitables, notamment pour les petits projets; clauses restrictives du programme de mesurage net existant; manque de programmes de mesurage net dans l’ensemble du Canada; et manque de programmes du gouvernement fédéral appuyant le paiement de primes pour l’électricité verte et l’achat de crédits compensatoires pour la réduction des GES obtenue grâce à l’utilisation de technologies de ressources renouvelables telles que la biomasse.



5 Documents de référence

Making Connections : Case Studies of Interconnection Barriers and their impact on Distributed Power Projects May 2000, National Renewable Energy Laboratory

ManureNet : http://res2.agr.ca/initiatives/manurenet/en/man_digesters.html#Selecting

Hydro One; documentation sur le programme de mesurage net : http://www.hydroonenetworks.com/en/electricity_updates/renewable_technologies/net_metering_agreement_form.pdf

Hydro One; pour la documentation sur les gros détaillants ou le transfert automatique de la charge, allez à : http://www.hydroonenetworks.com/en/electricity_updates/generation/RFP_External_Tech_Reqt.pdf

Documents des exigences relatives au raccordement de SaskPower :

Non-Utility Generation Interconnection Requirements at Voltages 25 kV and Below; and http://www.saskpower.com/services/nug/NUG25kV.pdf

Non-Utility Generation Interconnection Requirements at Voltages 72 kV and Above http://www.saskpower.com/services/nug/NUG72kV.pdf

ATCO Electric; exigences de raccordement :; http://www.atcoelectric.com/B_PowerProd/application_form_fees.asp

Gouvernement du Canada; budget du 23 février 2005 : http://www.fin.gc.ca/budget05/pdf/briefe.pdf


http://res2.agr.ca/initiatives/manurenet/en/man_digesters.html#Selecting








http://www.fin.gc.ca/budget05/pdf/briefe.pdf


6 Sites web des Intervenants

Agriculture et Agroalimentaire Canada http://www.agr.gc.ca/index_f.phtml

Ressources naturelles Canada http://www.nrcan.gc.ca/inter/index_f.php

Ministère de l’Agriculture et de l’Alimentation de l’Ontario http://www.omafra.gov.on.ca/french/index.html

La Fédération de l'agriculture de l'Ontario http://www.ofa.on.ca/sitehome.asp

Producteurs laitiers de l'Ontario http://www.milk.org

Association canadienne des éleveurs de bétail http://www.cattle.ca/

Fédération canadienne des municipalités (FCM) http://www.fcm.ca/newfcm/Java/frame.htm

IPPSA http://www.ippsa.com/

APPrO, l’Association of Power Producers of Ontario http://www.newenergy.org/

Canadian Distributed Resources Association (CANDRA) www.ceatech.ca/special_groups.html

Electro-Federation Canada www.electrofed.com

Centre de la technologie de l'énergie de CANMET - Varennes http://ctec-varennes.nrcan.gc.ca

PowerConnect http://www.powerconnect.ca

Association canadienne de l'électricité http://www.canelect.ca/fr/home.html


http://www.agr.gc.ca/index_f.phtml

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http://www.omafra.gov.on.ca/french/index.html

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http://www.electrofed.com/

http://ctec-varennes.nrcan.gc.ca/

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http://www.canelect.ca/fr/home.html