Naviguer dans «?America First?» : un axe stratégique pour la transition énergétique du Canada

La politique «?America First?» et les décrets signés récemment par le président Trump posent des défis importants au secteur énergétique du Canada, particulièrement au Québec. Ces mesures incluent des tarifs proposés sur les biens canadiens, une divergence dans les politiques climatiques et un recul des incitatifs pour les véhicules électriques (VE) aux États-Unis. Compte tenu de l’intégration profonde des secteurs nord-américains de l’automobile et de l’énergie, ces développements ont des implications importantes pour la transition énergétique du Canada.

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Défis principaux

1. Tarifs et compétitivité du marché

Les États-Unis ont proposé un tarif de 25 % sur les biens canadiens, y compris les exportations d’énergie, comme le pétrole, le gaz naturel et l’hydroélectricité. Le secteur hydroélectrique du Québec, qui dépend fortement des exportations d’électricité vers les États-Unis, serait directement touché. De tels tarifs affaibliraient la compétitivité d’Hydro Québec pour les contrats à long terme et sa capacité à échanger sur les marchés spot à court terme dans le nord-est des États-Unis. Le pétrole canadien, qui se négocie déjà à prix réduit, subirait une pression supplémentaire sur les prix, aggravant les défis financiers des provinces productrices de pétrole. Cette situation soulève aussi des questions sur la viabilité de l’oléoduc Keystone XL, promu par le président Trump, mais qui pourrait devenir inutile si les tarifs réduisent davantage la compétitivité du pétrole canadien. Cette contradiction ajoute à l’incertitude des futurs investissements énergétiques.

2. Réduction de la disponibilité des VE

Le recul des incitatifs et des programmes d’infrastructure pour les VE aux États-Unis pourrait freiner la croissance de la chaîne d’approvisionnement des VE au Canada. L’intégration du secteur automobile nord-américain signifie que les politiques américaines influencent directement les marchés canadiens. Une diminution de la disponibilité des VE aux États-Unis pourrait également limiter leur disponibilité au Canada, freinant l’adoption des technologies de transport propre et retardant les progrès vers les objectifs nationaux de réduction des émissions.

3. Restrictions commerciales et risques pour les chaînes d’approvisionnement

Les restrictions commerciales potentielles des États-Unis sur les importations de pays comme la Chine ou les contrôles à l’exportation sur les technologies critiques pourraient retarder la transition énergétique du Canada. Les technologies clés en danger incluent :

  • Intelligence artificielle (IA) : Essentielle pour optimiser les systèmes énergétiques, permettre des réseaux intelligents et améliorer l’efficacité énergétique dans tous les secteurs.
  • Systèmes de stockage d’énergie : Les batteries sont indispensables pour l’intégration des énergies renouvelables, garantissant la stabilité du réseau et équilibrant l’offre et la demande. Les systèmes avancés, tels que les batteries au lithium-ion et à l’état solide, jouent un rôle crucial dans l’adoption des énergies renouvelables et des véhicules électriques.
  • Logiciels de gestion des réseaux : Nécessaires pour moderniser les infrastructures énergétiques.
  • Composants solaires et éoliens : Turbines, panneaux et systèmes connexes.
  • Équipements de transmission et de distribution : Essentiels pour la transmission efficace de l’électricité et la fiabilité du réseau, en particulier avec l’intégration des énergies renouvelables. Les transformateurs sont actuellement en pénurie, tandis que les systèmes de transmission en courant continu (HVDC) représentent un marché en expansion.

Si le Canada suit les restrictions américaines, il pourrait faire face à des coûts plus élevés et à un accès limité à ces technologies critiques.

Réponses stratégiques

Renforcer les chaînes d’approvisionnement nationales

Le Canada dispose d’une économie bien plus petite que celles des États-Unis, de l’UE ou de la Chine. Il ne peut pas raisonnablement construire des chaînes d’approvisionnement pour tous les composants du secteur énergétique. Les gouvernements doivent se concentrer sur les segments critiques ou les domaines où le Canada a un avantage concurrentiel. Les stratégies clés incluent :

  • Relocalisation de la fabrication : Établir une production nationale pour des segments tels que les batteries pour VE, les composants d’éoliennes et les transformateurs afin de réduire la dépendance aux importations étrangères.
  • Diversification commerciale : Élargir les partenariats avec l’Europe, la Corée du Sud et le Japon pour sécuriser l’accès aux matériaux et technologies essentiels.
  • Accès aux matériaux critiques : Investir dans l’exploitation minière nationale et le recyclage des terres rares et d’autres matériaux vitaux.
  • Partenariats public-privé : Soutenir l’innovation et la fabrication locale grâce à des subventions et des investissements ciblés.

Exemples de domaines prioritaires :

  • Minéraux critiques : Tirer parti des abondantes réserves de lithium, de nickel et de cobalt du Canada pour soutenir la fabrication de batteries.
  • Hydroélectricité et stockage d’énergie : Capitaliser sur la capacité hydroélectrique du Québec, avec intégration est-ouest, et intégrer des systèmes de stockage d’énergie avancés.
  • Production d’hydrogène renouvelable : Utiliser les énergies renouvelables pour produire de l’hydrogène vert destiné à la décarbonisation industrielle, en particulier dans des secteurs comme l’acier et la chimie.

Prioriser l’utilisation locale de l’énergie

Les abondantes ressources hydroélectriques du Québec offrent une opportunité de se concentrer sur la décarbonisation locale plutôt que sur les exportations. L’électrification des transports, du chauffage et des industries lourdes au Québec pourrait réduire les émissions tout en isolant la province des marchés d’exportation volatils.

De même, bien que les secteurs pétroliers et gaziers du Canada méritent un soutien à court terme, les gouvernements doivent équilibrer les investissements face aux tendances à long terme. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) prévoit un déclin mondial de la demande de pétrole et de gaz à mesure que les économies passent à des émissions nettes nulles, et la consommation de pétrole de la Chine a probablement atteint son pic en 2024. Les ressources devraient être priorisées pour les initiatives de décarbonisation et le développement de technologies d’énergie propre afin de renforcer la résilience économique et l’adaptabilité à long terme.

Conclusion

Les défis posés par la politique «?America First?» soulignent l’importance d’une approche stratégique pour la transition énergétique du Canada. En misant sur des chaînes d’approvisionnement robustes, en favorisant une utilisation accrue de l’énergie produite localement et en se concentrant sur des secteurs clés où le Canada détient un avantage compétitif, comme l’hydroélectricité, les minéraux critiques et l’hydrogène vert, le Canada et le Québec peuvent renforcer leur secteur énergétique, améliorer leur résilience économique et accélérer la transition vers un avenir énergétique respectueux de l’environnement.

The Age of Electricity: A New Frontier for Growth, with a Focus on Canada and Québec

The world stands at the threshold of an electrified revolution. The Age of Electricity has arrived, promising to redefine industries, economies, and everyday life. By examining the evolution of electricity demand in the West and China, with a special focus on Canada and Québec, we uncover the key challenges and transformative opportunities that lie ahead.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/age-electricity-new-frontier-growth-focus-canada-qu%25C3%25A9bec-marcoux-81tqe)

The Dynamics of Electricity Demand: West vs. China

In the West, electricity demand grew steadily at an annual rate of approximately 2% from 1990 to the mid-2000s. However, this growth plateaued for nearly two decades, influenced by increased energy efficiency measures and the effects of deindustrialization. Today, we are witnessing a resurgence. Forecasts suggest that electricity consumption could increase by a factor of two, three, or even more by 2050, representing an annual growth rate of 2% to 5%.

China, on the other hand, tells a very different story. Starting from a lower baseline, the country’s electricity demand surged during the early 2000s, with annual growth rates reaching an impressive 11%. Although this rapid expansion has since moderated to around 5 or 6% per year, China remains a leader in electrification. This divergence highlights the West’s emphasis on energy efficiency and China’s accelerated industrialization trajectory.

The Rise of Electrification

Globally, the share of electricity in final energy consumption has increased significantly, rising from approximately 14% to 20% over the years. Québec presents an even more striking example of progress. With its abundant hydroelectric resources and Hydro Québec’s pioneering efforts, electricity now constitutes nearly half of the province’s energy consumption. In contrast, the West has generally stagnated at around 20%, while China has surged ahead, now achieving a 30% share.

These figures highlight an urgent reality: the West lags behind in the global electrification transition. As we advance further into this electrified era, addressing this disparity is crucial for future growth and sustainability. From a geopolitical perspective, this also puts China in a leading position for the developing world.

Why Electricity Is the Future

The era of electricity isn’t merely an option; rather, it’s an unavoidable reality. Decades of advancements in energy efficiency have positioned electricity as an increasingly competitive alternative to fossil fuels. Heat pumps, for example, can generate up to 3 kWh of heat for every 1 kWh of electricity consumed. Even when electricity is derived from a combined-cycle gas turbine, the total energy usage is lower compared to heating directly with natural gas. Similar efficiencies are evident in electric vehicles and induction stoves. Additionally, air conditioning—a growing necessity in many parts of the world—relies exclusively on electricity, as does much of the light industry, which continues to shift towards electric power.

As demand accelerates, the electricity sector is poised for transformative growth. Renewable energy sources like wind and solar, complemented by battery storage systems, are driving significant innovation while often being the most cost-effective options for new energy generation. Solar panels and batteries, increasingly installed at customer sites, also boost decentralized energy access. Despite the transition, traditional fossil fuel and nuclear plants will remain crucial in ensuring a stable energy supply.

Lessons From China and Challenges for the West

China’s strategic foresight in building a robust electricity supply chain over the past two decades offers a valuable roadmap for the West. The country has established itself as a leader not only in manufacturing solar panels, wind turbines, and batteries but also in producing critical components, such as transformers, switches, and advanced systems for direct current (DC) transmission lines. While Canada’s Hydro-Québec was a trailblazer in pioneering 735 kV alternating current (AC) transmission lines in the 20th century, China has surpassed this achievement with its 1,100 kV DC transmission lines, demonstrating superior technological advancements.

For the West, transitioning abruptly from decades of stagnant electricity demand to a phase of rapid growth presents unique challenges. Years of underinvestment, combined with stringent regulatory frameworks, have left utilities and infrastructure owners struggling to scale up. Rebuilding domestic manufacturing capacity, streamlining permitting processes, and fostering innovation will be pivotal to advancing the next phase of growth.

Building for the Future

To thrive in the Age of Electricity, bold, forward-thinking policies and industrial strategies are imperative. Governments must prioritize investments in grid modernization, renewable energy, and the development of domestic manufacturing capabilities. Utilities, in turn, should adopt innovative solutions to accelerate the deployment of critical infrastructure. Regulatory frameworks must strike a careful balance between safeguarding environmental standards and addressing the urgent need to expand capacity.

Canada, and Québec in particular, are uniquely positioned to lead this transition. By capitalizing on their hydroelectric expertise and committing to investments in emerging technologies, they can establish a global benchmark for sustainable and efficient energy systems. In particular, Quebec’s electricity supply chain is relatively large because it must support a significant portion of the final energy consumption in the province.

Conclusion

The Age of Electricity is not a distant aspiration; it is unfolding in real time. As electricity demand continues to surge, driven by decarbonization efforts and technological innovation, the West must take decisive action to bridge the gap. By drawing lessons from China’s proactive approach and leveraging local strengths, we can overcome the challenges ahead and unlock the immense potential of a fully electrified future.

L’ère de l’électricité : une nouvelle frontière de croissance, avec des leçons pour le Canada et le Québec.

Le monde se trouve au seuil d’une révolution électrique. L’ère de l’électricité est arrivée et elle promet de bouleverser les industries, les économies et notre mode de vie. Une analyse approfondie de l’évolution de la demande d’électricité en Occident et en Chine — avec un accent particulier sur le Canada et le Québec — offre des perspectives précieuses sur les défis et les opportunités de cette transformation.

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/pulse/lère-de-lélectricité-une-nouvelle-frontière-avec-des-leçons-marcoux-5s0oe)

Les dynamiques de la demande d’électricité : Occident vs Chine

En Occident, la demande d’électricité a augmenté à un taux annuel d’environ 2 % de 1990 au milieu des années 2000. Cependant, cette croissance s’est stabilisée pendant près de deux décennies en raison de l’amélioration de l’efficacité énergétique et de la désindustrialisation. Aujourd’hui, nous assistons à une reprise. Les tendances récentes indiquent que la demande en électricité pourrait être multipliée par deux, trois ou même par quatre d’ici 2050, correspondant à un taux de croissance annuel de 2 % à 5 %.

La Chine, en revanche, présente une dynamique bien différente. Partant d’une base plus basse, la demande d’électricité du pays a connu une croissance explosive au début des années 2000, avec des taux annuels atteignant environ 11 %. Bien que ce rythme ait depuis ralenti à environ 5-6 % par an, la Chine reste en avance sur l’Occident en termes d’électrification. Cette divergence reflète l’accent mis par l’Occident sur l’efficacité énergétique et l’industrialisation rapide de la Chine. Sur le plan géopolitique, cela positionne également la Chine comme un acteur majeur dans le soutien à la croissance des pays en développement.

L’essor de l’électrification

Au niveau mondial, la part de l’électricité dans la consommation énergétique finale est passée d’environ 14 % à 20 % au fil des ans. Au Québec, l’histoire est encore plus impressionnante. Grâce à des ressources hydroélectriques abondantes et au leadership d’Hydro Québec, l’électricité représente près de la moitié de la consommation énergétique de la province. En revanche, dans l’ensemble, l’Occident s’est stagné autour de 20 %, tandis que la Chine a progressé à 30 %.

Ces chiffres soulignent un point critique : dans l’ensemble, l’Occident accuse un retard dans la transition vers l’électrification. Alors que nous avançons dans cette nouvelle ère, cet écart doit être comblé.

Pourquoi l’électricité est l’avenir

L’ère de l’électricité n’est pas seulement un choix?; c’est une évolution inévitable. Des décennies de progrès dans l’efficacité énergétique ont rendu l’électricité non seulement plus viable, mais souvent plus économique que les combustibles fossiles. Prenons l’exemple des pompes à chaleur : elles peuvent générer jusqu’à 3 kWh de chaleur pour chaque kWh d’électricité utilisé. Même lorsque l’électricité provient de turbines à gaz à cycle combiné, la consommation d’énergie totale reste inférieure à celle du gaz naturel utilisé directement pour le chauffage. Des principes similaires s’appliquent aux véhicules électriques et aux cuisinières à induction. De plus, la climatisation, un besoin croissant dans de nombreuses régions, fonctionne exclusivement à l’électricité, tout comme une grande partie de l’industrie légère qui migre de plus en plus vers l’énergie électrique.

Avec l’accélération de la demande, une expansion transformatrice de la production d’électricité est inévitable. Les sources d’énergie renouvelable, telles que l’éolien et le solaire, associées aux systèmes de stockage par batteries, mènent des avancées significatives dans le secteur énergétique. Ces solutions sont fréquemment les options les plus rentables pour la production d’énergie nouvelle. En parallèle, les panneaux solaires et les batteries, souvent installés sur site, renforcent l’accès décentralisé à l’énergie. Cependant, dans cette phase de transition, les centrales fonctionnant aux combustibles fossiles et au nucléaire continueront de jouer un rôle essentiel pour assurer une fourniture énergétique fiable.

Leçons de la Chine et enjeux pour l’Occident

La prévoyance de la Chine dans la construction de sa chaîne d’approvisionnement en électricité au cours des deux dernières décennies offre une feuille de route pour l’Occident. Le pays s’est imposé comme un leader non seulement dans la fabrication de panneaux solaires, d’éoliennes et de batteries, mais aussi dans la production de composants essentiels, tels que les transformateurs, les interrupteurs et les systèmes avancés pour les lignes de transmission à courant continu. Au 20e siècle, l’entreprise publique canadienne Hydro-Québec a révolutionné les lignes de transmission en courant alternatif à 735 kV. Cependant, la Chine a depuis dépassé ce jalon en construisant des lignes à courant continu à 1?100 kV.

Pour l’Occident, le passage brutal d’une demande électrique stagnante à une phase de croissance rapide pose des défis uniques. Des années de sous-investissement et des cadres réglementaires stricts ont laissé les services publics et les propriétaires d’infrastructures en difficulté pour se développer. Reconstruire la capacité de fabrication et rationaliser les politiques sera essentiel pour favoriser la prochaine phase de croissance.

Construire l’avenir

Pour prospérer dans l’ère de l’électricité, nous avons besoin de politiques et de stratégies industrielles audacieuses et tournées vers l’avenir. Les gouvernements doivent donner la priorité aux investissements dans la modernisation des réseaux, les énergies renouvelables et les capacités de fabrication domestiques. Les services publics doivent adopter des solutions innovantes pour accélérer le déploiement des infrastructures. Les cadres réglementaires doivent trouver un équilibre entre les considérations environnementales et l’urgence d’une mise à l’échelle.

Le Canada, et plus particulièrement le Québec, se trouve face à une occasion sans pareille de diriger cette mutation. En exploitant son savoir-faire en matière d’hydroélectricité et en investissant dans les nouvelles technologies, il peut servir d’exemple à suivre pour le reste du monde. En particulier, la chaîne d’approvisionnement de l’industrie de l’électricité québécoise est considérable en raison de sa responsabilité de fournir une part substantielle de la demande énergétique finale de la province.

L’ère de l’électricité n’est pas une réalité lointaine — il se déroule maintenant. Alors que la demande d’électricité continue d’augmenter, stimulée par la décarbonisation et les avancées technologiques, l’Occident doit agir de manière décisive pour rattraper son retard. En nous inspirant de l’approche chinoise et en nous appuyant sur les forces locales, nous pouvons relever les défis à venir et libérer tout le potentiel de cet avenir électrisé.

Pourquoi les petits réacteurs modulaires ne peuvent pas rivaliser avec les énergies renouvelables dans la course à l’énergie propre

(LinkedIn: https://www.linkedin.com/posts/bmarcoux_les-prm-sont-confront%C3%A9s-%C3%A0-des-co%C3%BBts-%C3%A9lev%C3%A9s-activity-7282456718142320640-8HeT.)

Les petits réacteurs nucléaires modulaires (PRM) sont souvent abordés aux côtés des systèmes d’énergies renouvelables, telles que les panneaux solaires, les éoliennes et les batteries, en tant que solutions potentielles pour la production d’énergie propre. Bien que les PRM puissent être prometteurs pour des applications de niche, telles que la fourniture d’énergie fiable dans des endroits éloignés ou des zones à potentiel renouvelable limité, ils font face à des défis importants pour concurrencer l’énergie solaire et éolienne pour la production d’électricité grand public en raison de plusieurs facteurs inhérents :

  1. Absence de réduction des coûts de la technologie nucléaire. 
    Au cours des 60 à 70 dernières années, les réacteurs nucléaires ont connu une réduction minimale des coûts et de très longs délais de construction, les tendances récentes suggérant même une augmentation des coûts malgré les progrès technologiques. Cette absence de progrès indique que l’énergie nucléaire pourrait ne pas subir de réductions de coûts substantielles dans un avenir prévisible.
  2. Économies d’échelle. 
    Les grands réacteurs nucléaires bénéficient d’économies d’échelle, car le coût des composants, comme les chaudières et les turbines à vapeur, diminue proportionnellement lorsqu’ils sont mis à l’échelle. Intentionnellement, les PRM ne profitent pas de ces avantages, ce qui entraîne des coûts plus élevés par kilowattheure par rapport à leurs homologues plus grands au même niveau d’apprentissage. Cependant, les PRM visent à compenser cet inconvénient précoce par une courbe d’apprentissage plus rapide et des délais de construction plus courts.
  3. Courbe d’apprentissage retardée. 
    En tant que nouvelle technologie, les PRM n’ont pas de courbe d’apprentissage établie. En revanche, les panneaux solaires ont un taux de réduction des coûts bien établi d’environ 30% par doublement de production, tandis que les éoliennes et les batteries présentent des courbes d’apprentissage entre 15% et 25%. 
  4. Complexité technologique. 
    Les PRM sont des technologies complexes, similaires aux gros avions de ligne et aux chasseurs à réaction. Ces systèmes complexes ont généralement des réductions de coûts plus lentes par rapport aux technologies modulaires plus simples comme les panneaux solaires, les éoliennes et les batteries, qui peuvent être produites en série efficacement. L’apprentissage des PRM est également ralenti par les considérations de sûreté inhérentes à leur nature nucléaire.
  5. Poussée du gouvernement face aux limites technologiques. 
    Bien qu’un fort soutien du gouvernement puisse accélérer le déploiement, il ne peut pas modifier fondamentalement la trajectoire des coûts d’une technologie. La courbe d’apprentissage est intrinsèque à la nature d’une technologie, ce qui signifie que les PRM sont limités par leur nature complexe, les obstacles de fabrication et les exigences de sécurité. 
  6. Avantage des énergies renouvelables dans la production de masse. 
    Les panneaux solaires et les batteries sont relativement simples à fabriquer et à déployer, ressemblant à des produits qui peuvent être « imprimés » et produits en série. Les éoliennes sont beaucoup plus simples que les PRM, ce qui permet de réduire rapidement les coûts et de les adopter à grande échelle. Cet écart entre les énergies renouvelables et les PRM continue de se creuser.

En résumé : Les PRM sont confrontés à des inconvénients structurels en termes de coût, d’évolutivité et de taux d’amélioration technologique par rapport aux panneaux solaires, aux éoliennes et aux batteries. Ces technologies sont déjà moins chères, plus évolutives et s’améliorent à un rythme beaucoup plus rapide. L’énergie nucléaire, y compris les PRM, peut avoir sa place dans des régions où les ressources solaires ou éoliennes sont limitées. Toutefois, les sources d’énergie renouvelables devraient être le choix privilégié dans la recherche d’une production d’énergie rentable et respectueuse de l’environnement.

Why Small Modular Reactors Can’t Compete with Renewables in the Clean Energy Race

(LinkedIn : https://www.linkedin.com/pulse/why-small-modular-reactors-cant-compete-renewables-clean-marcoux-nbghe.)

Nuclear small modular reactors (SMRs) are often discussed alongside renewables, such as solar panels, wind turbines, and batteries, as potential solutions for clean energy generation. While SMRs may hold promise for niche applications, such as providing reliable power in remote locations or areas with limited renewable potential, they face significant challenges in competing with solar and wind for mainstream electricity generation due to several inherent factors:

  1. Lack of Cost Reductions in Nuclear Technology
    Over the last 60–70 years, nuclear reactors have experienced minimal cost reduction and very long lead times, with recent trends even suggesting increased costs despite technological advances. This lack of progress indicates that nuclear energy may not undergo substantial cost reductions in the foreseeable future.
  2. Economies of Scale
    Large nuclear reactors benefit from economies of scale, as the cost of components like boilers and steam turbines decreases proportionally when scaled up. In contrast, SMRs intentionally do not take advantage of these benefits, leading to higher costs per kilowatt hour compared to their larger counterparts at the same learning level. However, SMRs aim to compensate for this early disadvantage with a faster learning curve and shorter lead times.
  3. Delayed Learning Curve.
    As a new technology, SMRs lack an established learning curve. In contrast, solar panels have a well-established cost-reduction rate of about 30% per doubling of production, while wind turbines and batteries exhibit learning curves between 15% and 25%. 
  4. Technological Complexity
    SMRs are intricate technologies, similar to large airliners and fighter jets. These complex systems typically have slower cost reductions compared to simpler, modular technologies like solar panels, wind turbines and batteries, which can be efficiently mass-produced. SMRs learning is also slowed by the inherent safety considerations associated with their nuclear nature.
  5. Government Push vs. Technological Limitations
    While strong government backing can accelerate deployment, it cannot fundamentally alter the cost trajectory of a technology. The learning curve is intrinsic to the nature of a technology, meaning SMRs are constrained by their intricate nature, manufacturing hurdles, and safety requirements. 
  6. Renewables Advantage in Mass Production
    Solar panels and batteries are relatively simple to manufacture and deploy, resembling products that can be “printed” and mass-produced. Wind turbines are far simpler than SMRs, which enables rapid cost reductions and widespread adoption. This gap between renewable energy and SMRs continues to widen.

In summary: SMRs face structural disadvantages in terms of cost, scalability and technological improvement rates compared to solar panels, wind turbines and batteries. These technologies are already cheaper, more scalable and improving at a much faster rate. Nuclear energy, including SMRs, may have a place in regions with limited solar or wind resources. However, renewable energy sources should be the preferred choice in the pursuit of cost-effective and environmentally friendly energy generation.

Critique of the Report: “Best Practices in Integrated Resource Planning” by Synapse Energy Economics and Berkeley Lab, 6 December 2024.

The report provides comprehensive guidelines for integrated resource planning (IRP) in the electricity sector. It serves as an excellent starting point for modernizing these processes, offering 50 best practices with concrete and applicable recommendations.

(French version: https://lnkd.in/eyRD5RNf)

Strengths


The report highlights the engagement of a diverse group of stakeholders, including regulators and consumer advocates, fostering transparency and inclusion. Additionally, its focus on scenario planning and adaptability is well-aligned with the evolving energy sector, characterized by the growth of renewables, electrification, and grid modernization.

Limitations and Concerns

The emphasis on scenario modeling and planning is considered excessive. While these tools are essential, the report does not address the risks of overcomplicating models or the challenges of translating results into concrete decisions. It also lacks guidance on the level of effort required or the timelines for preparing an IRP—an important omission as these processes become increasingly complex.

The report remains focused on electricity planning and does not adopt a broader integrated energy system planning (IESP) approach. However, electricity sector expansion must align with the transition away from fossil fuels. For example, implementing a district heating network involves coordinating the partial decommissioning of the gas grid, expanding the electrical system to power heat pumps, and establishing the heating network itself. The absence of this integrated approach complicates overall energy strategies.

Context and Key Insights

A map included in the report shows U.S. states adopting IRPs or similar processes. Notably, Texas, despite its rapid growth in renewable energy, does not require IRPs. The absence of an IRP may have played a role in the recent power outages. However, it is interesting to note that an IRP was not necessary to accelerate the deployment of renewables. This is a point worth considering.

Conclusion

Despite its strengths, the report would benefit from incorporating a broader energy perspective and clear guidance for practical implementation. A better consideration of interactions between energy sectors would enhance its utility in addressing the complex challenges of the energy industry.

Critique du rapport : «?Best Practices in Integrated Resources Planning?» par Synapse Energy Economics et Berkeley Lab, 6 décembre 2024.

Le rapport fournit des lignes directrices exhaustives pour la planification intégrée des ressources (PIR) dans le secteur de l’électricité. Il constitue un excellent point de départ pour moderniser ces processus, avec ses 50 pratiques exemplaires offrant des recommandations concrètes et applicables.

(English version: https://lnkd.in/e7XXCp4k)

Points forts

Le rapport met en avant la mobilisation d’un groupe diversifié d’intervenants, incluant régulateurs et défenseurs des droits des consommateurs, favorisant la transparence et l’inclusion. De plus, son accent sur la planification des scénarios et l’adaptabilité répond bien aux besoins d’un secteur énergétique en pleine évolution, marquée par l’expansion des énergies renouvelables, l’électrification et la modernisation des réseaux.

Limites et préoccupations

L’accent mis sur la modélisation et la planification des scénarios est jugé excessif. Bien que ces outils soient cruciaux, le rapport ne traite pas des risques liés à la complexification des modèles ni des difficultés à traduire les résultats en décisions concrètes. Il manque également de directives sur le niveau d’effort requis ou les échéanciers pour préparer un PIR, une lacune notable alors que ces processus deviennent de plus en plus complexes.

Le rapport reste axé sur la planification électrique et non sur une planification intégrée des ressources énergétiques (PGIRE). Or, l’expansion de l’électricité doit être alignée avec la transition des combustibles fossiles. Par exemple, la mise en œuvre d’un réseau de chauffage urbain nécessite une coordination entre le démantèlement partiel du réseau gazier, l’expansion du système électrique pour alimenter les pompes à chaleur, et l’établissement de ce réseau de chauffage. Ce manque d’intégration complique les stratégies globales.

Éléments contextuels et enseignements

Une carte incluse dans le rapport montre les États américains qui adoptent des PIR ou des processus similaires. Notamment, le Texas, malgré sa croissance rapide dans les énergies renouvelables, n’exige pas de PIR. L’absence d’un PIR a peut-être joué un rôle dans les récentes pannes de courant. Cependant, il est intéressant de noter qu’un PIR n’était pas nécessaire pour accélérer le déploiement des énergies renouvelables. C’est quelque chose à méditer.

Conclusion

Malgré ses qualités, le rapport gagnerait à intégrer une perspective énergétique plus large et des orientations claires pour l’application pratique. Une meilleure prise en compte des interactions entre secteurs énergétiques renforcerait son utilité face aux défis complexes du secteur de l’énergie.

Chris Wright et Elon Musk redéfinissent l’énergie américaine : que doit faire le Canada ?

La transition énergétique aux États-Unis est sur le point de connaître un changement majeur, avec Chris Wright , PDG de Liberty Energy et futur Secrétaire à l’énergie, et Elon Musk, PDG de Tesla et futur chef du Département de l’efficacité gouvernementale (DOGE). Leurs approches contrastées — le soutien assumé de Wright aux hydrocarbures et l’élan agressif de Musk pour les énergies renouvelables — mettent en lumière la complexité d’équilibrer le soutien politique, la sécurité énergétique, les objectifs climatiques et la croissance économique.

(English version: https://www.linkedin.com/pulse/chris-wright-elon-musk-shaping-us-energy-policy-its-impact-marcoux-wml3e/)

Visions contrastantes : Wright vs Musk

  • Chris Wright plaide pour une énergie abondante, abordable et fiable grâce au pétrole, au gaz et au nucléaire, en mettant l’accent sur des solutions comme la capture du carbone pour réduire les émissions. Il soutient l’expansion de la production nationale, la simplification des réglementations et l’utilisation de l’énergie américaine comme un outil géopolitique.
  • Elon Musk envisage une transition rapide vers les énergies renouvelables, l’électrification et le stockage à grande échelle, voyant la décarbonation comme une opportunité économique. Musk défend des politiques qui accélèrent l’innovation, augmentent la production de véhicules électriques et de batteries, et positionnent les États-Unis comme un leader dans les technologies propres, l’IA et l’exploration spatiale.

Implications pour la politique américaine

Tous deux seront probablement membres du nouveau Conseil national de l’énergie, dirigé par le futur secrétaire à l’intérieur Doug Burgum et visant à établir la « domination énergétique » américaine. Leur influence combinée pourrait aboutir à une approche “tout-à-la-fois” :

  • Changement climatique : Des politiques équilibrant l’accent de Wright sur la sécurité énergétique et le gradualisme avec l’urgence de Musk pour les VE et les énergies renouvelables.
  • Production d’énergie : Expansion de la production de pétrole et de gaz naturel (et peut-être du nucléaire), en parallèle à des investissements dans les énergies renouvelables et le stockage.
  • Réglementations : Une déréglementation générale, favorisée par Wright et Musk, simplifiant le développement énergétique tout en réduisant potentiellement les incitations à l’adoption des énergies propres.
  • Compétitivité : Exploitation des ressources énergétiques et du leadership technologique des États-Unis, notamment dans les centres de données IA.
  • Industrie manufacturière : Renégociation des accords commerciaux (par exemple, l’ACEUM), imposition de tarifs pour protéger les industries nationales et réduction des charges réglementaires sur les fabricants.
  • Relations Internationales : Combinaison de l’indépendance énergétique avec un leadership mondial dans le secteur de l’énergie.

Points de conflit entre Wright et Musk

  • Combustibles Fossiles : Le soutien solide de Wright aux hydrocarbures comme élément essentiel de la sécurité énergétique contraste fortement avec la mission de Musk de les éliminer au profit des énergies renouvelables.
  • Rythme de transition : L’urgence de Musk pour accélérer la transition vers les énergies renouvelables pourrait entrer en conflit avec l’approche plus progressive de Wright, priorisant la fiabilité et la préparation des infrastructures.

Impact sur le commerce du Canada

  • Pétrole et gaz : L’accent mis par Wright sur la production nationale pourrait réduire la dépendance des États-Unis au pétrole canadien, bien que la dépendance des raffineries américaines au traitement du brut canadien lourd limite ce changement à court terme.
  • Électricité : L’augmentation de l’utilisation du gaz naturel et des batteries à grande échelle aux États-Unis pourrait concurrencer l’hydroélectricité canadienne (y compris Hydro Québec), mais la croissance de l’adoption des VE, des centres de données et du secteur manufacturier pourrait stimuler la demande d’électricité encore plus rapidement.
  • Industrie manufacturière : La faible productivité et innovation du secteur manufacturier canadien risque de le marginaliser dans les secteurs émergents des technologies propres comme les énergies renouvelables, l’équipement électrique, les VE et les batteries.

Considérations stratégiques pour le Canada

Pour rester compétitif, le Canada doit :

  • Diversifier les exportations de pétrole et de gaz pour réduire la dépendance aux États-Unis.
  • S’engager dans la planification interrégionale des réseaux électriques, avec les États américains, en verrouillant ainsi la production canadienne.
  • Combler les lacunes en matière de productivité et d’innovation dans le secteur manufacturier.

Conclusion

Le leadership de Wright et Musk redéfinira la politique énergétique des États-Unis, visant à établir une « domination énergétique » américaine. Pour le Canada, cela implique d’ajuster ses stratégies pour rester compétitif tout en s’alignant sur les priorités évolutives des États-Unis.

Chris Wright and Elon Musk: Shaping U.S. Energy Policy and Its Impact on Canada

The U.S. energy transition is poised for a major shift, led by Chris Wright , CEO of Liberty Energy and future Secretary of Energy, and Elon Musk, CEO of Tesla and incoming head of the Department of Government Efficiency (DOGE). Their contrasting approaches—Wright’s assumed support for hydrocarbons and Musk’s aggressive push for renewables—highlight the complexity of balancing political support, energy security, climate goals, and economic growth.

(French Version: https://www.linkedin.com/pulse/chris-wright-et-elon-musk-redéfinissent-lénergie-que-doit-marcoux-kbgle)

Contrasting Visions: Wright vs. Musk

  • Chris Wright advocates for abundant, affordable, reliable energy through oil, gas, and nuclear power, focusing on solutions like carbon capture to reduce emissions. He supports expanded domestic production, streamlined regulations, and using U.S. energy as a geopolitical tool.
  • Elon Musk envisions a rapid shift to renewables, electrification, and grid-scale storage, seeing decarbonization as an economic opportunity. Musk champions policies that accelerate innovation, scale EV and battery production, and positions the U.S. as a leader in clean technologies, AI, and space exploration.

Implications for U.S. Policy

Both are likely to become members of the new National Energy Council, headed by upcoming interior secretary Doug Burgum and which aims to establish American “energy dominance”. Their combined influence will likely result in an “all-of-the-above” approach:

  • Climate Change: Policies balancing Wright’s emphasis on energy security and gradualism with Musk’s urgency for EVs and renewables.
  • Energy Production: Expanded oil and natural gas production (and maybe nuclear power) alongside investments in renewables and storage.
  • Regulations: Broad deregulation favoured by both Wright and Musk streamlining energy development, but potentially cutting incentives for clean energy adoption.
  • Competitiveness: Leveraging the U.S.’s energy resources and tech leadership, especially in AI data centres.
  • Manufacturing: Renegotiating trade agreements (e.g. USMCA), imposing tariffs to protect domestic industries, and reducing regulatory burdens on manufacturers.
  • Foreign Relations: Blending energy independence with global energy leadership.

Areas of Conflict between Wright and Musk

  • Fossil Fuels: Wright’s strong support for hydrocarbons as essential to energy security stands in sharp contrast to Musk’s mission to phase them out in favour of renewables.
  • Pace of Transition: Musk’s urgency to accelerate the renewable transition could conflict with Wright’s call for a more gradual approach, prioritizing reliability and infrastructure readiness.

Impact on Canada’s Trade

  • Oil and Gas: Wright’s focus on domestic oil production could reduce U.S. reliance on Canadian oil, though U.S. refineries’ reliance on processing heavy Canadian crude limits this shift in the short term.
  • Electricity: Increased U.S. natural gas power and grid scale batteries could compete with Canadian hydropower (especially Hydro Québec), but growth in EV adoption, data centres and manufacturing could push electricity demand even faster.
  • Manufacturing: Due to its lack of productivity and innovation, Canada risks being left behind in the rapidly growing clean technology sectors, such as renewable energy, electric machinery, electric vehicles, and battery production.

Strategic Considerations for Canada

To remain competitive, Canada must:

  • Diversify oil and gas exports to reduce dependence on the U.S.
  • Engage in interregional grid planning, with US states locking in Canadian generation.
  • Address productivity and innovation gaps in manufacturing.

Conclusion

Wright and Musk’s leadership will redefine U.S. energy policy, striving to establish American “energy dominance”. For Canada, this means adjusting strategies to remain competitive while aligning with evolving U.S. priorities.

What are your thoughts—how can Canada thrive in this evolving energy landscape??

Contraste des révolutions numérique et énergétique

Les premiers microprocesseurs apparus dans les années 1970 ont déclenché une cascade de révolutions technologiques dans les domaines de l’informatique, des télécommunications, d’Internet et des réseaux sociaux. La prochaine vague pourrait être l’IA. J’ai de l’expérience dans toutes les vagues précédentes, du codage de base à la gestion de services de télécommunications concurrentiels, en passant par l’exploitation d’un service téléphonique Internet et l’analyse de diverses entreprises de médias. (Et mon fils est en IA.)

Je suis passé à l’énergie il y a plus de 20 ans, lorsque j’ai vu l’éminente transformation de ce secteur.

Aujourd’hui, je constate des vagues similaires dans la transition vers l’abandon des combustibles fossiles : les énergies renouvelables, le transport, le chauffage et l’hydrogène. Toutefois, il existe également des différences importantes entre cette révolution énergétique et celle qui a touché l’industrie informatique.

Dans les deux révolutions, chaque vague a renforcé la précédente. Il est cependant difficile de prédire quand une nouvelle vague surviendra ni sous quelle forme. Les fournisseurs traditionnels ont souvent du mal à adopter et à s’adapter aux nouvelles technologies et aux nouveaux modèles d’affaires, ce qui finit par éroder leur valeur. L’écosystème devient plus grand et plus complexe, créant ainsi des opportunités pour de nouveaux acteurs d’émerger et de prospérer. Les deux révolutions ont des répercussions sur la géopolitique. Par exemple, au cours des années 1990, les pays en développement ont vu diminuer leurs recettes internationales provenant des télécommunications, tandis que certains pays verront leurs recettes tirées des énergies fossiles baisser dans un avenir rapproché. Même si les services publics, comme les télécommunications, le câble et l’électricité, survivent à la tourmente, ils sont cantonnés dans leur rôle d’opérateurs, ne pouvant pas se développer dans la chaîne de valeur. En revanche, les services publics de gaz peuvent connaître une contraction.

Toutefois, la transition énergétique surpasse la révolution numérique en termes d’impact économique. Elle ne se limite pas à avoir un impact économique, elle est aussi physique grâce à des projets d’infrastructure colossaux. De plus, elle se distingue par le fait que, même si les progrès technologiques ont déclenché l’ère de l’informatique, les préoccupations environnementales constituent le moteur du changement actuel. Par conséquent, les politiques gouvernementales (et certains diront même l’ingérence) jouent un rôle plus important dans la transition énergétique.

Comme la consommation d’énergie des centres de données augmente rapidement, il est possible que la transition énergétique et la transformation numérique en cours convergent. Espérons que ces changements ne se transforment pas en tsunami.

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Comparing the Digital and Energy Revolutions

The first microchips in the 1970s sparked a series of transformation waves in computing, telecommunications, Internet and social media. The next wave could be AI. I have experience in all the previous waves, from basic coding to managing competitive telecom services, operating an internet telephone service, and analyzing various media companies. (And my son is in AI.)

I switched to energy over 20 years ago, as I saw the eminent transformation of this sector.

I observe similar waves in the transition away from fossil fuels: renewables, transportation, heating, and hydrogen. However, there are also notable distinctions between the energy transition and the one experienced by the computer industry.

In both revolutions, successive waves superimposed and amplified their predecessors. Yet, predicting when the next wave will emerge, or what shape it may take, remains elusive. Traditional suppliers often struggle to adopt and adapt to new technologies and business models, ultimately eroding their value. The ecosystem becomes larger and more complex, creating opportunities for new players to emerge and thrive. Both revolutions have geopolitical impacts. For instance, the 1990s saw a reduction in international telecom revenues for developing countries, while some countries will see reduced fossil fuel revenues in the coming years. Public utilities, such as telecom, cable, and electricity, survive the turmoil, but remain limited to being mere carriers, unable to expand up or down the value chain. Gas utilities, on the other hand, may experience contraction.

However, the energy transition dwarfs the digital revolution. It impacts economies not only numerically but physically, with massive infrastructure projects. What also sets it apart is that while technological advances sparked the computer age, environmental concerns drive the current shift. Therefore, government policies (and some may say meddling) are more important in the energy transition.

As data centre energy consumption rises rapidly, there is a possibility that the ongoing energy transition and digital transformation will converge. Let’s hope these changes don’t turn into a tsunami.

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Quelques réflexions sur les politiques de l’hydrogène


Les gouvernements d’Amérique du Nord et d’Europe ont mis en place plusieurs politiques pour favoriser la production d’hydrogène à bas carbone (vert ou bleu, pour les gens qui aiment les couleurs), mais peu de politiques pour forcer son utilisation.

Actuellement, l’hydrogène de source fossile est surtout utilisé en raffinage, pour la fabrication de fertilisant et pour la fabrication de méthanol. Cet hydrogène est souvent auto-produit sur place à partir de gaz naturel. Ces usages particuliers sont fortement exposés aux marchés et très sensibles aux prix. On comprend qu’il y a alors peu d’intérêt pour la même molécule, mais qui coûte plus cher à produire juste parce qu’on émet moins de carbone.

L’industrie de l’hydrogène à bas carbone c’est alors tournée vers des usages émergents, comme la réduction du minerai de fer ou le transport lourd. Or, il y a encore peu de demande pour ces usages, et il n’est même pas certain qu’une demande importante émerge en transport. En conséquence, on voit des projets de production d’hydrogène à bas carbone être stoppés aux É.-U. et au Canada, ainsi que des projets de pipeline s’arrêter en Allemagne, simplement parce qu’il n’y a pas de preneurs.

À court terme, je pense qu’on doit considérer l’hydrogène à bas carbone comme un produit de première qualité, dont la quantité est limitée et donc le vendre pour des usages moins exposés aux marchés, comme certains usages industriels où de l’hydrogène très pur est requis, par exemple en fabrication microélectronique. En fait, pour certains usages industriels, l’hydrogène vert pourrait même être concurrentiel si fabriqué près de là où il est utilisé, évitant le transport d’hydrogène fossile fabriqué dans les usines pétrochimiques.

Quelques réflexions sur le prix du carbone


L’effet de mettre un prix général sur le carbone est d’amener les entreprises et les consommateurs à chercher des solutions pour réduire ce coût en utilisant des technologies renouvelables, la biomasse ou de l’hydrogène à bas carbone.

Cependant, le prix du carbone à n’importe quel niveau politiquement viable ne sera pas suffisant pour faire la transition dans les délais requis.
• C’est certainement le cas en efficacité énergétique, par exemple, car devenir plus efficace diminue l’impact du prix du carbone.
• Aussi, un prix sur le carbone visible aux consommateurs peut entraîner une vive opposition et, finalement, retarder la transition.
• Pour les entreprises, ajouter un coût dans un marché concurrentiel peut réduire la compétitivité.

Un prix sur le carbone est un peu comme une hache pour dégrossir un tronc d’arbre. C’est bien, mais pour finir le totem de la transition, il faut aussi des outils plus précis et on utilise alors des couteaux ou des ciseaux de sculpteur. Ainsi, en plus du prix sur le carbone, des politiques plus ciblées sont requises. Pour y arriver collectivement, il faudra créer un climat propice aux investissements, adopter des innovations, et changer nos comportements, car seulement mettre un prix sur le carbone et conduire des voitures électriques ne suffiront pas.

Conférence HyPorts-Meet4Hydrogen à Trois-Rivières cette semaine.

J’ai bien aimé la conférence HyPorts-Meet4Hydrogen, à Trois-Rivières cette semaine.

Les présentations de Hy2gen et de Greenfield Global étaient particulièrement intéressantes. Dans les 2 cas, on utilise de l’hydrogène vert dans des processus industriels, et non directement comme un vecteur énergétique.
–  Hy2Gen, à Baie-Comeau, produira du nitrate d’ammonium servant à faire des explosifs. L’hydrogène vert, produit à partir de l’hydroélectricité de la Côte-Nord, y sert d’intrant pour le nitrate d’ammonium aussi utilisé sur la Côte-Nord, permettant de décarboner en partie le secteur minier. On pourrait presque parler d’économie circulaire!
–  Greenfield produit du méthanol et de l’éthanol, et du biodiesel et du carburant d’aviation durable (SAF) dans le futur, qui peuvent être utilisés comme vecteur énergétique, l’hydrogène étant un intrant dans ces processus. Ces produits visent d’abord le marché maritime, et éventuellement le transport terrestre et aérien.

Les projets Hy2Gen et Greenfield s’harmonisent également avec la stratégie du gouvernement du Québec (qui présentait également) visant à promouvoir l’utilisation locale de l’hydrogène vert.

Il y a eu plusieurs présentations de ports européens, comme Rotterdam et Dunkerque. L’échelle des projets d’hydrogène vert et de carburants renouvelables qui y sont mis en œuvre est colossale. Il n’y a pas de doute que nous aurons besoin de grande quantité d’hydrogène vert, à la fois pour remplacer l’hydrogène gris dans ses applications actuelles (ammoniac, méthanol, réduction du minerai de fer, etc.) et pour l’expansion de ces applications.

Quelques présentations, dont celles de Rotterdam et de Dunkerque, supposent une grande demande pour l’hydrogène en tant que vecteur énergétique direct pour le transport terrestre. À écouter l’ensemble des présentations, je vois mal comment on pourrait justifier l’utilisation d’hydrogène dans des piles à combustible ou dans des moteurs à combustion interne en transport alors qu’on peut utiliser du méthanol, de l’éthanol ou du diesel renouvelables (fabriqués en partie avec de l’hydrogène vert comme intrant). Évidemment, c’est plus cher que le diesel fossile, mais vraisemblablement moins cher que de déployer une infrastructure de distribution d’hydrogène pour les quelques applications où l’électrification directe ou par batterie ne sera pas possible. De plus, les véhicules actuels peuvent être utilisés au lieu d’avoir des véhicules à pile à combustible 2 fois plus chers… À mon avis, il y aura probablement quelques applications de niche pour les piles, mais des niches, pas plus. On pourrait critiquer l’empreinte carbone des carburants renouvelables, qui est potentiellement plus grande que celle de la chaîne hydrogène vert et pile à combustible, mais les carburants renouvelables constituent un grand pas et probablement une approche de décarbonation à moindre coût. Aussi, notons qu’il y aura à surmonter quelques contraintes, comme le point de congélation du biodiésel.

HyPorts-Meet4Hydrogen Conference in Trois-Rivières

I really enjoyed the HyPorts-Meet4Hydrogen conference in Trois-Rivières this week.

The Hy2gen and Greenfield Global presentations were particularly interesting. In both cases, green hydrogen is used in industrial processes, and not directly as an energy carrier.
–  Hy2Gen, in Baie-Comeau, will produce ammonium nitrate used to make explosives. Green hydrogen, produced from North Shore hydroelectricity, is used as an input for the ammonium nitrate also used on the North Shore, making it possible to partially decarbonize the mining sector. We could almost talk about a circular economy!
–  Greenfield produces methanol and ethanol, and biodiesel and sustainable aviation fuel (SAF) in the future, which can be used as an energy carrier, with hydrogen being an input in these processes. These products are primarily aimed at the maritime market, and eventually at land and air transport.

Hy2Gen and Greenfield projects also align with the strategy of the Québec government (also presenting) to promote the local use of green hydrogen.

There were several presentations from European ports, such as Rotterdam and Dunkirk. The scale of green hydrogen and renewable fuel projects (which are being implemented there) is colossal. There is no doubt that we will need large amounts of green hydrogen, both to replace grey hydrogen in its current applications (ammonia, methanol, iron ore reduction, etc.) and for the expansion of these applications.

Some presentations, including those of Rotterdam and Dunkirk, assume a great demand for hydrogen as a direct energy carrier for land transport. Listening to all the presentations, I find it difficult to see how we could justify the use of hydrogen in fuel cells or in internal combustion engines in transportation when we can use renewable methanol, ethanol or diesel (partly made with green hydrogen as an input). Obviously, this is more expensive than fossil diesel, but presumably cheaper than deploying hydrogen distribution infrastructure for the few applications where direct or battery electrification will not be possible. In addition, current vehicles can be used instead of having fuel cell vehicles that are 2 times more expensive… In my opinion, there will probably be a few niche apps for fuel cells, but niches, no more. One could criticize the carbon footprint of renewable fuels, which is potentially larger than that of the green hydrogen-fuel cell pathway, but renewable fuels are a big step forward and probably a lower-cost decarbonization approach. Also, it should be noted that there will be some constraints to overcome, such as the freezing point of biodiesel.

Les entreprises de services écoénergétiques sont des acteurs clés, mais méconnus, de la transition énergétique. Que font-elles??

Une entreprise de services écoénergétiques (communément appelée ESÉ, ou «?Energy Service Company?», ESCo, en anglais) est une entreprise qui développe, installe et organise le financement de projets visant à optimiser l’efficacité énergétique, la gestion de pointe, et les coûts des installations énergétiques d’entreprises et d’institutions.

Généralement, les ESÉ peuvent offrir les services suivants :
– Diagnostiquer la consommation énergétique et l’état des systèmes.
– Élaborer et organiser le financement de projets d’efficacité énergétique.
– Installer et entretenir l’équipement.
– Mesurer et vérifier les économies d’énergie.
– Opérer les systèmes de gestion de pointe.
– Valider les factures du distributeur d’électricité et du détaillant.

Les principaux leviers techniques sont l’immotique, l’éclairage, le chauffage et la climatisation des locaux, ainsi que le chauffage de l’eau.

Les grandes ESÉ prennent à leur compte certains risques techniques et de performance associés au projet par un contrat de performance énergétique (CPE) qui finance les améliorations à même les économies futures, sur plusieurs années.

Au Québec, les contrats de performance se sont développés rapidement à partir de 1998, après des modifications réglementaires touchant les appels d’offres des organismes publics. Dans la province, les deux principales ESÉ sont Ecosystem et Énergère. Econoler, l’une des premières ESÉ au monde, fut fondée en 1981 par Hydro Québec et Dessau-Soprin, un bureau de génie-conseil. Les dirigeants d’Ecololer ont racheté l’entreprise par la suite.

Ailleurs au Canada, les principales ESÉ sont Ainsworth Inc, Ameresco, Honeywell, Johnson Controls, Siemens et Trane, mais d’autres y sont aussi actives, et l’approche des contrats de performance y est moins développée.

En règle générale, les clients des ESÉ bénéficient de l’expertise d’un spécialiste qui les guide et les défend dans leurs interactions contractuelles et techniques avec les ESÉ. Ce spécialiste les aide à évaluer les économies d’énergie, à les calculer et à les mesurer chaque année, ainsi qu’à mettre en place des mécanismes de compensation en cas de succès ou d’échec dans l’atteinte de ces économies.

On trouve également plusieurs joueurs spécialisés qui ne sont pas des ESÉ à proprement parler, ne proposant que quelques services. Certains s’appuient sur l’intelligence artificielle, comme BrainBox AI et vadiMAP. Des firmes d’ingénierie sont également présentes sur le marché, principalement dans la conception et l’élaboration. De plus, de grandes entreprises européennes comme Engie ont récemment fait leur entrée sur le marché.

Energy service companies are important but little-known players in the energy transition. What do they do?

An energy service company, commonly referred to as an ESCo, specializes in enhancing energy efficiency, managing energy peaks, and reducing energy expenses for businesses and organizations.

Generally, ESCos may offer the following services:
– Diagnose energy consumption and system status.
– Develop and organize the financing of energy efficiency projects.
– Install and maintain equipment.
– Measure and verify energy savings.
– Operate state-of-the-art management systems.
– Validate invoices from the electricity distributor and the retailer.

The main technical levers are building automation, lighting, space heating and air conditioning, and water heating.

Large ESCos take on some of the technical and performance risks associated with the project by funding improvements through an Energy Performance Contract (EPC), which is funded from future energy savings over several years.

In the Québec market, performance contracts developed strongly after 1998, following regulatory changes applicable to calls for tenders by public bodies. In the province, the two main ESCos are Ecosystem and Énergère. Econoler, one of the first ESCos in the world, was founded in 1981 by Hydro Québec and Dessau-Soprin, a consulting engineering firm. Ecololer’s managers later bought the company.

Elsewhere in Canada, the major ESCos are Ainsworth Inc, Ameresco, Honeywell, Johnson Controls, Siemens and Trane, but others are also active in these countries, and the performance contracting approach is less developed.

Typically, ESCo customers have an expert who guides and advocates for them in their interactions with the ESCos, specifically in regards to contractual and technical matters. This expert’s role is to help evaluate energy savings, determine how to calculate and quantify them annually, and negotiate compensation arrangements between the parties if the desired savings are not met.

There are also several niche players, not necessarily ESCos, that provide limited services, some of which utilize artificial intelligence, such as BrainBox AI and vadiMAP. Engineering firms are also active in the market, particularly in the design and development stages. We are also seeing the emergence of large European companies like Engie.

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Le nouveau système énergétique mondial sera électrifié, local et varié

Le système énergétique mondial est basé sur l’énergie fossile (charbon, pétrole et gaz naturel) depuis deux siècles. Les combustibles fossiles sont les marchandises ultimes («?commodities?» en anglais) : faciles à transporter, faciles à stocker et standardisées. Le système énergétique fossile est ainsi une immense monoculture. Une pompe à essence pompe essentiellement le même produit, qu’elle soit à Québec, Dallas, Paris ou Nairobi. Les grandes pétrolières contribuent d’ailleurs à uniformiser les produits et à propager les meilleures façons de faire mondialement.

Les marchandises fossiles sont fortement exposées aux aléas géopolitiques. Si Poutine décide de fermer le robinet, l’Europe risque de geler. Si des révolutionnaires décident de fermer le golfe d’Aden, les pétroliers doivent emprunter des trajets plus longs et coûteux.

Le système énergétique mondial électrifié est différent. L’électricité ne peut être stockée efficacement pour être transportée : les lignes électriques ont au plus quelques milliers de kilomètres. S’il est possible de stocker l’électricité dans des batteries ou avec de l’hydroélectricité pompée, la période économique de stockage se mesure en heures ou en jours. La production est donc plus locale et rapidement consommée.

Cependant, les sources d’électricité et les besoins d’électrification varient beaucoup d’un endroit à l’autre. Si on peut se climatiser avec du solaire en Australie du Sud, on se chauffe à l’hydroélectricité au Québec. Puis, c’est l’éolien aux Pays-Bas et le nucléaire en France.

La géopolitique sera beaucoup moins importante. Si la Chine ne peut pas nous envoyer de nouveaux panneaux solaires, d’autres le feront et on peut toujours adopter les politiques industrielles pour en faire ici. De plus, les panneaux déjà livrés continueront de produire de l’électricité, alors qu’on serait immobilisé et gèlerait (ou suerait) sans un approvisionnement continu en énergie fossile.

Voici donc une autre caractéristique du système énergétique mondial électrifié : il sera local. Les choix d’électrification des sociétés dépendront des ressources disponibles localement et les solutions varieront en conséquence. Ce qui marche en Californie ne marche pas nécessairement ici.

Cependant, les outils seront les mêmes partout : production renouvelable (centralisée ou distribuée), stockage, transport, distribution, et utilisation efficace. La diffusion des connaissances techniques et des meilleures pratiques d’affaires devra être plus explicite que ce n’était nécessaire avec les grandes pétrolières. Chaque région devra développer une bonne vigie industrielle et technologique pour apprendre des autres, partager ses bons coups, et comparer régulièrement sa performance.

Donc, préparez-vous à votre avenir électrifié : produire et consommer localement tout en vous inspirant d’idées mondiales.

LinkedIn: https://www.linkedin.com/posts/bmarcoux_the-new-global-energy-system-will-be-electrified-activity-7168314950778646529-rxBt/

The New Global Energy System Will Be Electrified, Local and Varied

The world’s energy system has been based on fossil fuels (coal, oil, and natural gas) for two centuries. Fossil fuels are the ultimate commodities: easy to transport, easy to store and standardized. The fossil fuel energy system is thus a huge monoculture. A gas pump pumps the essentially same product, whether it’s in Québec City, Dallas, Paris or Nairobi. The big oil companies are also helping to standardize products and propagate best practices globally.

Fossil fuels are highly exposed to geopolitical uncertainties. If Putin decides to turn off the tap, Europe risks freezing. If revolutionaries decide to close the Gulf of Aden, oil tankers must take longer and more expensive routes.

The electrified global energy system is different. Electricity cannot be efficiently stored for transport: power lines have at most a few thousand kilometres. While it is possible to store electricity in batteries or with pumped hydroelectricity, the economic storage period is measured in hours or days. The production is therefore more local and quickly consumed.

However, the sources of electricity and the needs to electrify vary greatly from one place to another. If you can get solar power to stay cool in South Australia, you heat your home with hydroelectricity in Québec. Then there is wind power in the Netherlands and nuclear power in France.

Geopolitics will be much less important. If China can’t send us new solar panels, others will, and we can always adopt the industrial policies to make them here. In addition, the panels already delivered will continue to generate power, while we would be stuck and freezing (or sweating) without a continuous supply of fossil fuels.

So here’s another feature of the electrified global energy system: it will be local. Regional electrification choices will depend on locally available resources and solutions will vary accordingly. What works in California doesn’t necessarily work here.

However, the tools will be the same everywhere: renewable generation (centralized or distributed), storage, transmission, distribution, and efficient use. The dissemination of technical knowledge and business best practices will have to be more explicit than was necessary with the big oil companies. Each region will have to develop a good industrial and technological watch to learn from others, share its successes, and regularly compare its performance.

So, get ready for your electrified future: producing and consuming locally while being inspired by global ideas.

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Comment la chaîne de valeur de l’électricité au Québec se compare au reste du monde

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Dotée d’une hydroélectricité abondante, la chaîne de valeur de l’électricité du Québec s’est développée à sa façon. À titre de comparaison, la figure ci-dessous illustre les rôles communs des différents acteurs qui fournissent de l’électricité dans le monde.

En Europe, au Royaume-Uni, dans la plupart des États-Unis et en Ontario et en Alberta, des acteurs discrets remplissent chacune des cases du diagramme. Plus particulièrement, les producteurs vendent de l’électricité sur les marchés de l’énergie, achetée par des détaillants indépendants pour la revendre aux clients finaux. Les détaillants ne vendent que de l’énergie et ils ne sont pas propriétaires du réseau reliant les producteurs aux clients. Les détaillants peuvent être des entreprises privées concurrentielles ou des organismes publics sans but lucratif, selon les régions. Le flux d’électricité des producteurs aux clients est contrôlé par un opérateur de système indépendant. Les réseaux de transport et de distribution, qui sont des goulots, sont réglementés sur le prix, souvent avec des incitations à la fiabilité et aux coûts. Mais, dans l’ensemble, c’est la même chose que vous (le client) ayant un accès Internet filaire d’une société de téléphone ou de câblodistribution (c.-à-d. le réseau) pour ensuite acheter des services multimédias vendus par Netflix ou Apple (c.-à-d. les producteurs).

Au Québec, Hydro Québec est le producteur, le transporteur et le distributeur dominants. Elle a son propre opérateur de système interne et utilise des appels d’offres et des contrats gré à gré, et non un marché, pour acheter auprès de certains producteurs d’électricité indépendants. La vente au détail d’électricité est fournie avec la distribution d’électricité et il n’y a pas d’agrégateurs pour la gestion des pointes. Il y a très peu de stockage sur le réseau (autre que les vastes réservoirs) et peu de ressources énergétiques distribuées (RÉD). L’organisme de réglementation provincial n’approuve plus les dépenses du service public et les prix de l’électricité, maintenant rattachés à l’indice des prix à la consommation, jusqu’à concurrence de 3 %.

Le dégroupement de la chaîne de valeur de l’électricité du Québec, en partie ou autant qu’en Europe, ne peut se faire sans évaluer les avantages et les inconvénients de cette approche. Cependant, nous devons certainement regarder comment d’autres ont fait face à la rareté d’électricité alors que nous nous prélassions dans l’abondance. Parce que, après tout, il y aura plus de rareté que d’abondance à l’avenir.