Assemblée législative du Nouveau-Brunswick
Comités parlementaires
Accueil | English

NB Power Logo Énergie NB Power

Plans d'entreprise détaillés - Gestion des installations


Aperçu

Énergie NB a pris les mesures nécessaires pour continuer à offrir à ses abonnés un service d'électricité fiable à des tarifs concurrentiels. Pour demeurer concurrentielle, la Société doit gérer efficacement les installations existantes et concevoir les installations futures pour une utilisation à long terme rentable et soucieuse de l'environnement.

Initiatives principales

Centrales

Plan des ressources intégrées

Le plus récent Plan des ressources intégrées d'Énergie NB, achevé en décembre 1995, indique un cours d'action stratégique qui diffère quelque peu du PRI de 1990. Le PRI contient également une analyse de sensibilité pour des variantes comme la croissance de la charge, les prix du mazout, les facteurs environnementaux, les paramètres économiques et la disponibilité du gaz naturel. L'effet global de ces variables n'influe pas de façon importante sur les besoins en ressources déterminés dans le PRI. Les stratégies recommandées, établies en tenant compte de tous ces facteurs, sont les suivantes :

  • Poursuivre les programmes de gestion de la consommation, en mettant davantage l'accent sur le service aux abonnés et sur la croissance stratégique de la charge pour favoriser la transition à un environnement plus concurrentiel à l'avenir.
  • Mener des études détaillées sur la technologie et les tarifs résidentiels pour la création de nouveaux programmes de gestion de la consommation prévoyant la commande en direct de la charge des chauffe-eau et des technologies de stockage de l'énergie.
  • Poursuivre la collaboration avec les industries pour améliorer les possibilités de délestage de la charge à la demande de l'entreprise et d'autres possibilités de structuration de la charge comme la tarification en temps réel et selon l'heure d'utilisation, et encourager la coproduction industrielle rentable.
  • Poursuivre l'évaluation technique des ressources existantes et du prolongement de la vie utile, surtout à Courtenay Bay, à Coleson Cove et à Point Lepreau.
  • Poursuivre l'évaluation de techniques de production nouvelles utilisant par exemple le gaz naturel, qui seraient rentables au Nouveau-Brunswick.

Avec la venue possible de la déréglementation et de la concurrence dans l'industrie des entreprises d'électricité à l'avenir, le besoin d'une planification des ressources intégrées pourrait être moindre. Dans un environnement de déréglementation, les besoins de nouvelles ressources de production seraient déterminés en fonction du marché. De plus, les mesures de gestion de la consommation ne seront plus motivées par des entreprises verticalement intégrées cherchant à remplacer ou à différer les besoins de construction de nouvelles installations de production. Au contraire, les programmes deviendront des mesures de réduction des dépenses ou des services différenciés offerts aux abonnés par les entreprises de distribution ou par les entreprises indépendantes de fourniture de services énergétiques.

Coproduction et production autonome

Le plan des ressources actuel comprend deux centrales autonomes alimentées au bois. En vertu des contrats signés avec les producteurs autonomes, une centrale de 38 MW entrera en service en janvier 1997 et une de 25 MW, en janvier 1998.

En vue d'étudier les moyens mutuellement avantageux de satisfaire les futurs besoins d'électricité, d'assurer des tarifs concurrentiels pour ses abonnés et d'aider l'industrie du Nouveau-Brunswick à améliorer sa compétitivité, Énergie NB préside un comité spécial sur l'utilisation des forêts qui comprend des représentants de l'industrie des pâtes et papiers

De plus, Énergie NB passera en revue sa politique d'ensemble en matière de production autonome pendant 1996. Les points à l'étude comprennent la tarification, les sources d'énergie de remplacement, les besoins des ventes par interconnexions et les projets d'installations de production autonomes. À cette étape, la politique en matière de production autonome sera probablement semblable à la politique sur la coproduction décrite dans la section Énergie NB - Gestion des installations.

Gestion de la consommation

La mise à jour du PRI d'Énergie NB est maintenant terminée, et les efforts d'économies et de gestion de la consommation seront cruciaux à l'avenir pour arriver à un plan du moindre coût afin de satisfaire aux besoins futurs. Les initiatives d'économies d'énergie qu'on prévoit entreprendre à l'avenir sont les suivantes :

  • utilisation continue des programmes de sensibilisation des abonnés;
  • appui aux entreprises de service énergétique pour les aider à offrir des programmes d'efficacité énergétique;
  • coopération avec l'industrie pour réaliser complètement les possibilités de commande en direct de la charge;
  • initiatives qui reflètent des concepts de tarification fondés sur le marché;
  • établissement de réseaux de communications pour informer les abonnés des réalités économiques de la tarification (information en ligne sur la tarification);
  • examen des programmes d'économies communautaires pour déterminer leurs possibilités d'application à l'échelle de la province;
  • évaluation du caractère opportun des efforts pour accroître les charges hors pointe et hors saison.

Le programme «Opération chaleur plus», une initiative d'efficacité énergétique destinée au secteur résidentiel, se poursuivra au cours des cinq prochaines années. Les propriétaires de maisons individuels auront droit à des prêts de jusqu'à 3 500 $ à un taux d'intérêt privilégié pour entreprendre des mesures d'efficacité énergétique. On prévoit que près de 6 millions de dollars seront avancés en vertu de ce programme sur une période de cinq ans.

Potentiel des ventes sur les marchés externes

Les stratégies à long terme d'Énergie NB doivent tenir compte des engagements existants de vente d'électricité à des clients extérieurs et des nouvelles possibilités d'affaires. Le tableau 11 présente les engagements d'Énergie NB conclus avec les clients extérieurs.

De nos jours, les marchés externes, y compris ceux de la Nouvelle-Angleterre, sont considérablement plus concurrentiels qu'il y a quelques années seulement. L'augmentation prévue de la charge étant inférieure aux attentes, les entreprises des États-Unis affichent généralement une capacité de production excédentaire qui se maintendra jusqu'au tournant du siècle. La Nouvelle-Angleterre ne planifie qu'un maigre accroissement de son parc de production, plus particulièrement sous la forme de production autonome. Ces tranches à cycle combiné relativement peu coûteuses s'alimentent au gaz naturel provenant principalement de l'Ouest canadien. Par conséquent, les marchés américains traditionnels d'Énergie NB s'orientent vers des contrats à court terme et peu coûteux pour alimenter leur charge existante et future. Dans ce type de marché, il est plus difficile d'établir des ententes de vente à long terme.

Outre les questions de prix, la nature des exportations a beaucoup changé au cours des dernières années. En plus de transformer radicalement le secteur de l'électricité aux États-Unis, la loi américaine sur l'énergie (Energy Policy Act) de 1992 entraîne des conséquences pour les entreprises canadiennes. Conçue pour encourager la concurrence, cette loi autorise le libre accès aux réseaux de transport des entreprises d'électricité. Cette situation nouvelle donne lieu à des activités de «transit en gros»de l'énergie, où les fournisseurs d'électricité traversent les territoires les uns des autres pour desservir leurs clients. Certains états considèrent la possibilité de permettre le «transit au détail».

Ces changements révolutionnaires dans le secteur américain de l'électricité auront un impact croissant sur les entreprises canadiennes. Au début de 1996, l'Office national de l'énergie a accordé un permis d'exportation général à Énergie NB. Conformément à ce permis, elle pourra profiter plus rapidement des occasions d'affaires aux États-Unis.

Énergie NB étudie de près la question de l'accès aux lignes de transport aux États-Unis afin d'évaluer son impact sur ses activités courantes et sur les nouvelles possibilités. Au Canada, les récentes négociations sur le commerce interprovincial n'ont pas abouti à un consensus sur des mesures menant à un libre accès aux réseaux de transport du pays. Avec la collaboration et la participation totale de toutes les entreprises d'électricité provinciales, y compris Énergie NB, les négociateurs provinciaux sont en train de réétudier la question. Toute décision prise au cours de ces négociations pourrait avoir un effet considérable sur le secteur de l'électricité au Canada. Au moyen d'initiatives décrites dans le Plan d'entreprise, Énergie NB s'efforce de se placer dans une position concurrentielle afin de pouvoir profiter des occasions qui sont associées à la déréglementation.

Plan de développement à long terme

Le Plan de développement à long terme d'Énergie NB indique que de nouvelles installations de production ne seront pas requises avant 2005 ou plus tard. Ces données se fondent sur la prévision des charges de 1995, sur les ressources existantes et engagées, et sur les ventes à l'exportation engagées. La prévision des charges de 1995 prévoit une plus faible croissance de la charge que la prévision des charges de 1993 utilisée dans la préparation du PRI. Par conséquent, le plan de développement actuel diffère de celui présenté dans le PRI.

Trois moyens s'offrent pour satisfaire ce besoin projeté de capacité : réduire la croissance de la charge, répartir la charge de façon différente ou accroître la capacité par des achats ou la construction de nouvelles centrales. Dans l'élaboration de son Plan de développement à long terme, Énergie NB inclut à la fois les ressources d'approvisionnement et de gestion de la consommation pour répondre aux besoins d'électricité des abonnés. L'objectif est une combinaison des programmes de la gestion de la consommation et de projets de production afin d'obtenir les tarifs d'électricité les plus bas possibles, en assurant un niveau acceptable de fiabilité du service.

Le tableau 12 présente les ressources engagées à l'heure actuelle par Énergie NB.

La figure 16 illustre les ressources de production engagées et existantes d'Énergie NB par type de combustible. La figure 17 indique comment on répondra à la demande à l'intérieur de la province pendant la période couverte par le présent Plan d'entreprise.

La figure 18 compare la charge future aux ressources existantes et engagées. Elle montre qu'au cours de la prochaine décennie, Énergie NB aura besoin de ressources additionnelles pour alimenter les charges prévues. Énergie NB peut attendre jusqu'aux dernières années du présent Plan d'entreprise avant d'être obligée de prendre des engagements en matière de nouvelles installations de production. Ce répit permet à la Société d'explorer diverses possibilités d'approvisionnement ou de gestion de la consommation qui permettraient d'alimenter les futures charges. L'évolution des technologies et de la situation économique au cours des prochaines années pourrait influer grandement sur les décisions concernant les projets d'ajouts au parc de production.

Comme l'indique la figure 19, la planification des installations doit également tenir compte des rapports entre le coût des immobilisations additionnelles et celui des combustibles. Cette figure montre que les tranches alimentant la charge de base comme les centrales nucléaires, dont les coûts d'immobilisations sont très élevés, ont des frais de combustibles très faibles. Au contraire, les tranches de pointe comme les turbines à combustion, dont les coûts d'immobilisations sont relativement faibles, coûtent cher à exploiter à cause du coût élevé du mazout léger.

La façon la plus rentable de satisfaire les besoins futurs de capacité de production consiste à recourir à des installations de pointe et, à une date ultérieure, à des centrales de charge de base. Pour remédier aux insuffisances prévues, on considère les options suivantes :

Installations de pointe :

  • Accroissement des objectifs de charge délestable par l'abonné (par des changements possibles aux politiques tarifaires) ou de charge contrôlée.
  • Accent accru sur les activités de gestion de la consommation.
  • Turbines à combustion.
  • Achats d'entreprises extérieures.
  • Centrale hydraulique d'accumulation par pompage à Grand-Sault/Morrell.

Installations de charge de base :

  • Projets de production autonome et de coproduction.
  • Cycle combiné de gazéification du charbon.
  • Charbon importé (p. ex., 2e tranche à Belledune).
  • Production nucléaire.
  • Cycle combiné de combustion au gaz naturel.
  • Énergies renouvelables (p. ex., production éolienne ou solaire)
  • Achats d'entreprises extérieures.

Les coûts du combustible, les résultats de la gestion de la consommation, la réglementation en matière environnementale et le rendement à long terme des tranches existantes de Point Lepreau, de Coleson Cove et de Courtenay Bay constituent les facteurs qui détermineront l'ampleur des besoins de puissance de la charge de base et le moment de leur introduction.

Les changements à la réglementation annoncés en décembre 1993 exigent que la Commission des entreprises de service public révise toutes les dépenses en capital directement liées à la capacité de production supplémentaire. Le plan de développement à long terme tiendra compte du temps nécessaire à une telle révision.

Gaz naturel

Énergie NB a toujours eu un désavantage par rapport aux entreprises d'électricité canadiennes et américaines qui ont accès au gaz naturel, un combustible à prix relativement modéré. Le gazoduc qui transport le gaz naturel des provinces de l'Ouest s'arrête à Québec. Selon les estimations faites dans le passé du coût de prolongement du gazoduc jusqu'au Nouveau-Brunswick, la production au gaz naturel ne serait pas économique.

Depuis la publication du Plan d'entreprise de l'an dernier, il y a eu de nombreux développements dans le domaine du gaz naturel au Nouveau-Brunswick. Trois propositions distinctes sont en voie d'élaboration, soit :

  • un approvisionnement en gaz naturel de l'Ouest du Canada, en prolongeant le gazoduc existant au-delà de la ville de Québec jusqu'au Nouveau-Brunswick;
  • un approvisionnement en gaz naturel de l'Ouest du Canada et du Golfe du Mexique en prolongeant le gazoduc existant de Bethel (Maine) jusqu'à Saint John (Nouveau-Brunswick).
  • un approvisionnement en gaz naturel découlant d'un projet proposé à l'Île de Sable au large de la côte de la Nouvelle-Écosse. Le projet propose un gazoduc qui partirait de la Nouvelle-Écosse, traverserait le Nouveau-Brunswick et se rendrait en Nouvelle-Angleterre.

Tous les projets sont à l'étape de l'étude de faisabilité et les développements sont de nature préliminaire. Toutefois, il est possible que cette source de combustible soit économique pour Énergie NB à titre de source de production. On pourrait convertir des tranches au mazout existantes ou construire une tranche au gaz naturel à cycle combiné lorsqu'on aurait besoin de capacité de production additionnelle. Énergie NB continuera de suivre les progrès dans ce domaine.

Planification régionale

En plus de la revue interne des possibilités en matière de planification future, Énergie NB continuera à entreprendre des initiatives avantageuses avec les entreprises de la région des Maritimes. Les trois principales entreprises des Maritimes, Énergie NB, Nova Scotia Power et Maritime Electric, ont convenu de collaborer dans les domaines suivants :

  • Politique d'acquisition
  • Possibilités en matière d'exploitation du réseau
  • Planification des besoins régionaux
Réseau de transport

Le réseau de transport d'Énergie NB est planifié, conçu et exploité selon un critère d'«urgence unique». Ce critère permet d'assurer que, en cas de défaillance unique (p. ex., bris d'un transformateur), le réseau demeure stable, et qu'il est capable d'alimenter 100 % de la charge qui serait normalement alimentée par la tranche mise hors service. Ce critère tient compte du rapport inverse coût-fiabilité inhérent à la planification du réseau.

La planification du transport se fonde sur la demande de pointe du réseau d'Énergie NB. D'après la prévision des charges courante, la demande de pointe passera de 2907 MW en 1996 à 3363 MW en 2008-2009. Aux endroits où il sera nécessaire d'accroître la capacité de transport, Énergie NB entend aménager des installations de 138 kV plutôt que de 69 kV, si cela s'avère rentable. Le tableau 13 présente les projets nécessaires pour répondre à la croissance prévue de la charge.

Depuis plusieurs années, Énergie NB installe des relais de localisation des défaillances sur les lignes de transport de 69 kV et de 138 kV. Au moyen du système SCADA, ces relais permettent aux opérateurs du réseau de localiser les défaillances, aident les équipes d'entretien et de réparation à restaurer plus rapidement le service et font décroître les frais d'entretien des relais électromécaniques plus anciens. Le programme doit continuer jusqu'à l'exercice 1997-1998.

Réseau de distribution

Énergie NB continuera à améliorer ses installations de distribution actuelles et en construira de nouvelles afin de répondre à la croissance de la charge. Les charges de distribution sont contrôlées et analysées annuellement afin de déterminer les régions où il faut améliorer ou étendre le réseau. Selon les données historiques, environ 75 % des dépenses en capital du réseau de distribution ont été un résultat direct de la demande des abonnés. Les 25 % qui restent sont consacrées à améliorer et à réparer les installations existantes.

La Société continuera à coordonner les projets de construction du réseau de distribution avec NBTel. La coopération avec NBTel permet aux deux entreprises de partager des installations (en l'occurrence, des poteaux), ainsi que certaines activités administratives liées à la fourniture des services.




Assemblée législative du Nouveau-Brunswick
Courrier électronique | Coordonnées | Décharge