Voir NE23-15-2007F.pdf - Publications du gouvernement du Canada
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etirés. Au Nouveau-Brunswick, un<br />
nouveau RCA de 1 000 MW est<br />
ajouté en 2024 afin de remplacer<br />
des centrales avec turbines à vapeur<br />
alimentées à l’Orimulsion et au<br />
pétrole alors mises au rancart.<br />
Centrales alimentées au gaz<br />
naturel<br />
Les investissements dans les<br />
centrales alimentées au gaz<br />
ralentissent, comparativement<br />
à ce qui était le cas dans le<br />
scénario de référence, compte<br />
tenu d’une baisse de la demande.<br />
La pro<strong>du</strong>ction par cycle combiné<br />
permet d’ajouter 790 MW<br />
d’électricité. Des installations<br />
de cogénération et à turbines à<br />
combustion d’une capacité de<br />
910 MW sont construites, alors<br />
qu’il y a diminution de 2 000 MW<br />
de la pro<strong>du</strong>ction tirée de turbines<br />
à vapeur. À compter de 2016, la<br />
quote-part de l’électricité pro<strong>du</strong>ite<br />
par les centrales alimentées au<br />
gaz naturel demeure constante,<br />
ce qui signifie que le gaz restera<br />
une composante importante pour<br />
répondre à la demande, mais sans<br />
un plus grand recours à de telles<br />
centrales.<br />
Centrales alimentées au charbon<br />
La capacité totale de pro<strong>du</strong>ction<br />
des centrales au charbon devrait,<br />
pendant la période de prévision,<br />
augmenter de 331 MW. En<br />
Alberta, de nouvelles centrales de<br />
cogénération et de pro<strong>du</strong>ction par<br />
GICC aident à répondre aux besoins<br />
en matière de charge et à remplacer<br />
les centrales classiques au charbon<br />
pulvérisé qui sont mises au rancart.<br />
Cinq nouvelles centrales de GICC<br />
d’une capacité de 360 MW chacune<br />
sont ajoutées au cours de la dernière<br />
vingtaine d’années de la période à<br />
l’étude. Ces ajouts ne comblent pas<br />
Intégration de l’éolien : Perspectives et défis<br />
même si l’éolien présente un certain nombre d’avantages uniques, la<br />
nature intermittente <strong>du</strong> vent pose problème lorsqu’il s’agit d’intégrer<br />
de grandes quantités d’énergie éolienne aux réseaux d’électricité en<br />
place.<br />
en raison de la variabilité des ressources éoliennes, cette forme<br />
d’énergie peut ne pas toujours être disponible à un endroit particulier.<br />
Cette variabilité peut avoir des répercussions directes sur la fiabilité <strong>du</strong><br />
réseau électrique étant donné qu’il est impossible de compter sur le<br />
vent pour ce qui est de la charge de base requise. donc, compte tenu<br />
de l’intermittence, il doit exister d’autres sources d’énergie pour les<br />
périodes sans vent.<br />
il existe un certain nombre de mesures pouvant atténuer les problèmes<br />
liés à l’intermittence <strong>du</strong> vent, notamment la dispersion géographique, les<br />
études prospectifles et la synergie avec les réseaux hydroélectriques.<br />
si des éoliennes parsèment une vaste éten<strong>du</strong>e géographique, il est<br />
peu probable que les vents cessent de souffler partout en même<br />
temps. Cependant, les promoteurs de projets éoliens souhaitent plutôt<br />
concentrer les installations aux endroits où les vents moyens permettront<br />
de pro<strong>du</strong>ire le maximum d’énergie. des prévisions (quotidiennes ou<br />
horaires) de la vitesse des vents et de la pro<strong>du</strong>ction conséquente des<br />
éoliennes sont utiles puisqu’elles permettent aux exploitants des réseaux<br />
de mieux anticiper les changements.<br />
une synergie naturelle existe entre les éoliennes et l’hydroélectricité.<br />
Les centrales hydroélectriques peuvent rapidement modifier leur débit<br />
de manière à réagir aux changements dans la pro<strong>du</strong>ction éolienne.<br />
Cette dernière peut très bien servir de complément aux installations<br />
hydroélectriques, car l’énergie pro<strong>du</strong>ite alors que les vents soufflent<br />
peut donner le temps de renflouer les niveaux d’eau aux barrages en<br />
vue de la pro<strong>du</strong>ction future.<br />
La quantité d’énergie éolienne qu’un réseau d’électricité peut<br />
absorber est tributaire de la configuration de ce réseau. selon des<br />
études techniques effectuées et l’expérience acquise en europe ainsi<br />
qu’aux États-unis, un réseau à prédominance thermique devrait être<br />
en mesure de fonctionner normalement avec jusqu’à 10 % de la<br />
capacité de pro<strong>du</strong>ction en place attribuable à des éoliennes, mais<br />
celles-ci pourraient permettre d’ajouter jusqu’à 20 % à la capacité<br />
d’un réseau principalement hydroélectrique. avec des investissements<br />
supplémentaires dans le transport, les dispositifs de commande et la<br />
pro<strong>du</strong>ction d’énergie d’appoint, la capacité éolienne en place pourrait<br />
même être accrue d’un pourcentage pouvant atteindre <strong>15</strong> % dans le<br />
cas des réseaux à prédominance thermique et 30 % pour ce qui est<br />
des réseaux hydroélectriques.<br />
s’il souhaite un complément d’information sur l’énergie éolienne, le<br />
lecteur est prié de consulter l’ÉmÉ publiée par l’Office en mars 2006<br />
et intitulée Technologies émergentes en pro<strong>du</strong>ction d’électricité, laquelle<br />
se trouve sur le site Web de l’OnÉ au www.neb-one.gc.ca.<br />
OffiCe natiOnaL de L’Énergie 59