Récemment, une manchette «banale» relatée sur le site OilPrice fait part de développements nouveaux amenant des conséquences importantes sur le fonctionnement des systèmes de production et de distribution d’électricité et, à terme, sur les exportations d’Hydro-Québec vers le marché américain.
Ainsi, le géant American Electric Power AEP, présent dans 11 états américains, a proposé d’inclure dans la base tarifaire des clients du Texas une station d’appoint utilisant des batteries pour suppléer au manque de production ou aux défaillances dans la distribution de l’électricité. En ce sens, AEP rejoint une tendance qui se généralise de plus en plus: dans les pays/régions qui connaissent des problématiques, les «fournisseurs de service» installent des «bancs de batteries» afin de suppléer aux carences dans la production de l’électricité ou encore aux défaillances survenant sur les réseaux de transport et de distribution de l’électricité.
A ce jour, la firme Tesla a été à l’avant-garde de ce changement de paradygme en installant deux «bancs de batteries» en Californie et en Australie, à proximité de postes électriques, en vue d’assurer une «distribution locale» d’électricité:
Tesla announces new electric grid services by bundling Powerwalls and Powerpacks
Mais, pour comprendre les enjeux, un retour sur la réglementation des marchés de l’électricité s’impose.
Secteur réglementé vs secteur déréglementé
Jusqu’à la déréglementation du secteur de l’électricité – un concept mis de l’avant par l’économiste Alfred E. Khan (https://en.wikipedia.org/wiki/Alfred_E._Kahn) et amorcée au Royaume-Uni sous la gouverne de Margaret Thatcher pour être reprise par la suite aux Etats-Unis -, les entreprises opéraient en mode «monopole» dans le territoire qui leur était consenti, s’employant à produire et à distribuer l’électricité consommée localement:
Ainsi, dans ce mode d’opération, les unités de production d’électricité étaient propriété d’une entreprise laquelle assurait le transport et la distribution de l’électricité jusqu’au consommateur final, que celui-ci soit un client résidentiel, commercial ou industriel. A cet effet, l’entreprise était tenue de mettre en opération des unités de production de façon à rencontrer la demande en électricité en tout temps, étant autorisée à conclure des ententes avec des producteurs «extérieurs» en cas de défaillance de l’une des unités de production.
Or, à l’initiative du Royaume-Uni, les «monopoles» ont été abolis de façon à induire une compétition au niveau de la production d’électricité (déréglementation au niveau du «gros») ou, ultimement dans le cas d’une déréglementation au niveau du «détail», donner le libre choix aux consommateurs:
Ainsi, dans un marché déréglementé, les producteurs sont en compétition les uns avec les autres et doivent proposer/garantir, sur une base annuelle/mensuelle/quotidienne, la fourniture de l’électricité qui sera requise pour les besoins de la clientèle sur le territoire à desservir. A noter que, dans ces modes d’opération, un «opérateur de système» («system operator») doit s’assurer d’une saine compétition entre les producteurs tout en faisant en sorte que les besoins en électricité soient assurés, dans tous les cas.
En cas de panne sur une unité de production, que se passe-t-il?
Dans les cas où un problème survient avec une unité de production, le distributeur (ainsi que «l’opérateur de système»), ayant la responsabilité de fournir l’alimentation électrique en tout temps, doit prendre entente avec un «producteur en réserve» afin que l’alimentation électrique ne soit pas interrompue, dans ce cas assumant un prix élevé pour la fourniture en électricité contribuée par ce producteur:
Cela étant, tel que nous l’enseigne le marché de la Californie où Enron était à l’oeuvre, des cas «non fortuits» de panne de production surviennent – par hasard, une unité éprouve des «problèmes» à un moment de forte consommation… – et le distributeur doit assumer une lourde dépense auprès du «producteur de réserve», un surcoût qui sera facturé aux consommateurs par la suite.
En quoi l’installation d’unités de batteries vient-elle modifier ce mode d’opération?
Mais voilà: l’installation de «bancs de batteries» branchés en permanence sur le réseau fait en sorte que, en cas de problème au niveau de la production ou sur le réseau de transport, de «l’électricité générée localement» prend la relève et il devient alors inutile de recourir à la production électrique proposée par les «producteurs de réserve».
Au surplus, en intégrant de tels systèmes au réseau de distribution, AEP compte imputer cet investissement dans la base tarifaire des consommateurs du Texas, ce qui ajouterait à la facture d’électricité de ces derniers mais engendrerait néanmoins des coûts moindres que le recours constant et systématique à l’électricité produite par les «producteurs de réserve».
Un modèle d’affaire qui ne plaît pas aux «producteurs de réserve»
A l’évidence, dans le cadre de l’audience tenue devant la régie de l’électricité du Texas, les «producteurs de réserve» s’opposent à une telle venue, arguant que de tels systèmes s’avèrent une compétition «subventionnée» qui ne respecte pas les règles d’une concurrence ouverte et non discriminatoire. Un des producteurs s’opposant à la mesure est Green Mountain Energy, filiale de NRG Energy, et ex-filiale de Green Mountain Power localisée au Vermont.
Cela étant, si la régie devait conclure en faveur d’AEP, ce nouveau modèle d’affaire viendrait perturber considérablement le secteur de l’électricité et amener la fermeture de nombreux «producteurs de réserve» incapables de rentabiliser leurs investissements dans un tel contexte.
Grid Batteries Will Hurt Wholesale Power Generators – OilPrice – 2018-02-12
Plus près de nous, Green Mountain Power & Central Vermont Power Service pourraient installer de telles unités ce qui aurait des incidences sur les exportations d’Hydro-Québec
Depuis 2007, Gaz Métropolitain a fait l’acquisition de deux entreprises actives dans le secteur de l’électricité au Vermont, soit la firme Green Mountain Power ainsi que la firme Central Vermont Power Service. Ces entreprises desservent plus de 250 000 clients dans cet état.
Gaz Metro Completes Acquisition of Green Mountain Power Corporation – Energir – 2007-04-17
Gaz Metro completes acquisition of Central Vermont Public Service Corporation – Energir – 2012-06-27
Ainsi, si AEP obtient gain de cause pour son implantation de «bancs de batteries» au Texas intégrée à la base tarifaire, il est probable que d’autres distributeurs d’électricité retiendront ce nouveau modèle d’affaire, ce qui pourrait avoir des incidences sur la rentabilité des exportations d’Hydro-Québec dans les marchés du Vermont, du New Hampshire, du Massachusetts ainsi que dans le marché de l’état de New York.
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