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Tom Heintzman: Bienvenue à The Sustainability Agenda, une série de balados qui porte sur l’évolution des complexités du paysage de la durabilité. Je suis votre animateur, Tom Heintzman. Joignez-vous à moi alors que nous explorons les enjeux les plus pressants d’aujourd’hui avec des invités spéciaux qui vous offriront de nouvelles perspectives et vous aideront à comprendre ce qui compte vraiment.

Citation mise en exergue (Paul Grod): On dit aux énormes centres de données que, s’ils veulent se connecter au réseau, ils doivent être flexibles. Ils doivent être prêts à réduire leur consommation d’électricité lorsque l’exploitant du réseau en a besoin. Nous allons donc assister à une croissance importante de la réponse à la demande, peu importe le nom qu’on lui donnera à l’avenir. Appelez cela une centrale électrique virtuelle, appelez cela une réponse à la demande, mais au fond, il s’agit d’une charge flexible.

Tom Heintzman: Bienvenue dans notre série en plusieurs volets sur le rôle de l’électrification dans la transition vers l’énergie propre. La série met en lumière les tendances et les développements du marché qui influencent la chaîne de valeur de l’électrification.

Dans un épisode récent, nous avons discuté de l’évolution de la technologie de stockage par batterie et de son incidence sur le réseau électrique. Aujourd’hui, nous allons approfondir un peu ce sujet.

Dans cet épisode, nous allons examiner comment les systèmes commerciaux de stockage d’énergie par batterie — autrement dit, des batteries installées par de grands consommateurs d’électricité comme des installations manufacturières — participent concrètement au marché de l’électricité, tant au Canada qu’aux États-Unis. Nous discuterons également du fonctionnement de la réponse à la demande commerciale, qui est en quelque sorte la technologie sœur des systèmes BESS, et de la manière dont elle participe aux marchés de l’énergie.

La réponse à la demande se produit lorsque de grands consommateurs d’énergie réduisent effectivement leur consommation d’électricité pendant les périodes de pointe, parce qu’ils peuvent gagner davantage en vendant leurs économies d’énergie, ou le fait qu’ils ne consomment pas, que par l’activité manufacturière correspondante.

Enfin, nous verrons comment ces concepts se rejoignent dans ce qu’on appelle parfois une centrale électrique virtuelle, ou VPP.

Pour nous aider à explorer ces sujets, nous avons la chance d’être accompagnés aujourd’hui d’un vieil ami, Paul Grod. Paul est président et chef de la direction de Rodan Energy, qui offre des solutions novatrices aux producteurs d’électricité, aux services publics et aux grands consommateurs d’énergie aux États-Unis et au Canada.

En plus de diriger son entreprise, Paul a participé à de nombreux comités et groupes de travail visant à recommander comment le stockage par batterie et la réponse à la demande sont intégrés, ou devraient être intégrés, au système énergétique.

Divulgation complète : avant de cofonder Rodan Energy en 2003, Paul était banquier d’affaires et banquier d’investissement ici même chez CIBC World Markets.

Paul, bienvenue à l’émission.

Paul Grod: Merci, Tom, et merci de souligner que je fais partie du réseau des anciens de la CIBC. J’apprécie vraiment tout ce que fait la CIBC dans le domaine de l’électrification.

Tom Heintzman: Merci, Paul. Et cela fait maintenant plus de vingt ans que vous êtes sur le terrain, bien avant que les batteries ne deviennent en quelque sorte courantes.

Commençons donc à un niveau élevé. Pouvez-vous dire à nos auditeurs qui sont vos clients, quels services votre entreprise aide à fournir et comment vos clients sont rémunérés?

Paul Grod: Aujourd’hui, Rodan Energy est une entreprise d’optimisation du réseau. Et cela signifie essentiellement que nous travaillons avec trois types de clients : les grands consommateurs d’énergie, les producteurs d’électricité, et les services publics ainsi que les exploitants de réseau. Nous aidons chacun de ces groupes à optimiser le réseau.

Parce qu’en tant qu’exploitant de réseau ou service public, vous cherchez à exploiter votre réseau aussi efficacement que possible. Et ce que nous fournissons, ce sont des services de flexibilité du réseau à cette catégorie de clients.

La deuxième catégorie de clients est celle des producteurs d’électricité. Cela comprend tout le monde, des grandes centrales nucléaires, thermiques et au gaz naturel à l’éolien, au solaire, au stockage d’énergie par batterie, à l’hydroélectricité et même au stockage par pompage.

Nous travaillons donc avec chacun de ces producteurs sur la façon dont ils interagissent avec le réseau, en particulier sur la manière de mettre en place les systèmes nécessaires pour qu’ils puissent correctement mesurer, surveiller, contrôler et répartir ces ressources. Nous les appuyons grâce à notre centre d’optimisation en temps réel, 24 heures sur 24, 7 jours sur 7.

Certaines personnes appellent cela un ROC, nous aussi. D’autres appellent cela un centre d’exploitation de réseau, mais essentiellement, nous assurons leur répartition.

Dans le cadre de ce service, nous avons développé des algorithmes sophistiqués fondés sur l’IA, avec intervention humaine, des ensembles de données sophistiqués et une équipe de négociation d’énergie à temps plein qui contribue à maximiser les revenus que ces producteurs d’électricité tirent de leurs activités, tout en s’assurant qu’ils respectent leurs engagements envers le réseau lorsqu’ils soumissionnent et qu’ils doivent livrer selon leurs engagements.

La troisième catégorie de clients, et probablement celle dont nous parlerons le plus aujourd’hui, est celle des grands consommateurs d’énergie. Il s’agit de fabricants, de centres de données, d’entrepôts frigorifiques, de services municipaux d’eau et d’eaux usées, et d’immeubles commerciaux.

Et pour cette catégorie de clients, nous faisons trois choses.

Premièrement, nous les aidons à réduire leurs dépenses énergétiques totales.

Deuxièmement, nous les aidons à atteindre leurs objectifs de durabilité, parce que les solutions que nous mettons en œuvre les rendent plus durables.

Troisièmement, nous les aidons à améliorer la résilience de leur alimentation électrique.

Nous travaillons avec les plus grands et les plus sophistiqués des consommateurs d’énergie.

Les types de services que nous leur fournissons concernent la façon d’optimiser leur interaction avec le réseau électrique. Ainsi, dans les marchés où il existe par exemple un marché à terme journalier et un marché en temps réel, nous assurons leur répartition et leur optimisation à la fois la veille et en temps réel. Nous utilisons leur flexibilité pour les aider à réduire leur coût total de l’énergie tout en fournissant cette flexibilité comme ressource au réseau.

Rodan Energy a véritablement été un pionnier au Canada dans le domaine de la réponse à la demande. Certains appellent cela une VPP. Nous sommes capables d’agréger ces ressources et de les offrir aux exploitants de réseau sur une base agrégée. Ils n’ont ainsi qu’un seul bouton à actionner pour réduire des centaines de mégawatts dans différentes zones, là où ils en ont besoin et aussi rapidement qu’ils en ont besoin.

Aujourd’hui, Rodan Energy répartit et gère plus de 1 500 mégawatts de réponse à la demande et de flexibilité dans plusieurs marchés énergétiques nord-américains.

Tom Heintzman: Paul, rendons cela aussi pratique et concret que possible. Je suis une aciérie ou un grand entrepôt frigorifique. Comment cela fonctionne-t-il exactement? Comment est-ce que je décide si je réduis ou non mes activités? Pouvez-vous simplement nous expliquer un cas où de la capacité est requise, comment l’information circule et comment tout cela se met en œuvre?

Paul Grod: Absolument. Ce que nous faisons, c’est travailler avec ces grands consommateurs d’énergie pour élaborer essentiellement une solution technique adaptée afin de déterminer ce qu’il leur est possible ou non de faire en fonction de leurs paramètres d’exploitation actuels.

Par exemple, si vous êtes un producteur d’acier et que vous avez des fours à arc, vous pouvez éteindre ces fours en quelques secondes. Vous disposez donc d’une ressource à réaction très rapide. Nous savons alors ce que vous pouvez faire dans ce cas.

Si vous êtes une cimenterie, vous avez un processus de broyage. Nous savons probablement que nous pouvons l’arrêter dans un délai d’environ une ou deux heures.

Si vous êtes un entrepôt frigorifique, vous pouvez réduire rapidement votre consommation.

Si vous avez un autre type de procédé, cela peut prendre plus de temps.

Nous évaluons donc la rapidité avec laquelle vous pouvez réagir. Ensuite, nous optimisons cela en fonction de vos paramètres opérationnels, parce que plus vous pouvez agir rapidement, plus cela a de valeur pour le réseau. Nous pouvons donc vous obtenir davantage de revenus.

Nous avons une énorme aluminerie dans le nord de l’État de New York qui est capable de réduire 60 mégawatts de consommation en sept minutes. C’est une ressource très précieuse. Et nous sommes capables de répartir ce type de ressource presque instantanément grâce à une connexion directe entre le NYISO, notre ROC et le site du client.

Ce que nous faisons, c’est bâtir ce plan d’optimisation. Ensuite, nous travaillons avec eux pour voir s’il existe une combinaison de sources de valeur permettant de maximiser l’occasion économique pour ce grand consommateur d’énergie.

Nous mettons ensuite en place les systèmes requis : le comptage, la surveillance, les systèmes SCADA, afin qu’ils sachent ce qui se passe, que nous sachions ce qui se passe, et que l’exploitant du réseau sache ce qui se passe, tout cela en offrant une visibilité complète sur cette ressource.

Nous cherchons aussi activement, Tom, à intégrer des ressources supplémentaires. Nous comprenons que la flexibilité a des limites. L’usine manufacturière moyenne peut peut-être réduire jusqu’à 20 % de sa charge. Certaines installations plus importantes, davantage axées sur les produits de base, comme l’acier et le ciment, peuvent parfois aller beaucoup plus loin, parfois au-delà de 50 %. Mais elles ne peuvent guère aller plus loin.

Ce que nous cherchons à faire aujourd’hui, c’est installer des systèmes de stockage d’énergie par batterie derrière le compteur. Ainsi, elles disposent d’une flexibilité maximale.

Et cela leur procure trois avantages.

Premièrement, cela les aide à réduire leur coût total de l’énergie. Nous installons la batterie, nous l’exploitons pour eux, et nous veillons à ce qu’elle réduise leur coût total d’énergie. Nous partageons avec eux les économies réalisées.

Deuxièmement, cela les aide à atteindre leurs objectifs de durabilité.

Troisièmement, cela améliore de façon très importante leur résilience énergétique.

Nous observons donc une évolution du type de technologie que nous pouvons déployer aujourd’hui, technologie devenue beaucoup plus rentable qu’elle ne l’était il y a, disons, cinq ans.

Par conséquent, ces technologies, comme les systèmes de stockage d’énergie par batterie, souvent jumelés à d’autres ressources comme le solaire, peuvent être développées ensemble, au point de pratiquement créer des microréseaux dans certains endroits.

Nous avons des projets qui intègrent également la recharge des véhicules électriques à cet ensemble. Nous sommes capables d’optimiser la façon dont tous ces actifs fonctionnent ensemble afin d’assurer au client la meilleure valeur économique possible tout en lui permettant de fournir une ressource au réseau.

Il s’agit donc souvent d’une approche multicouche. Nous commençons par la flexibilité, le délestage, la réponse à la demande, la réduction de votre consommation d’électricité en fonction d’un procédé dans votre installation. Ensuite, nous cherchons à aller plus loin et à aider l’équipe d’exploitation à comprendre comment approfondir cela, puis à mettre en œuvre d’autres technologies comme les systèmes de stockage d’énergie par batterie derrière le compteur.

Et l’avantage des ressources derrière le compteur, Tom, c’est que les problèmes liés aux files d’attente de raccordement sont considérablement réduits. Comme nous le savons, lorsque l’on veut raccorder de grands systèmes de batteries au réseau, le problème est que le réseau n’arrive pas à les faire entrer dans la file assez rapidement. Si vous êtes derrière le compteur, vous avez déjà le raccordement. Ces ressources peuvent donc être déployées beaucoup plus rapidement que les ressources raccordées directement au réseau.

Tom Heintzman: Il y a beaucoup d’éléments là-dedans. Je vais simplement distinguer quelques concepts. Certains de nos auditeurs travaillent dans le secteur de l’énergie, mais d’autres non.

L’un de ces concepts est que les batteries peuvent aider à réduire le coût de l’électricité pour vos clients. Je comprends cela ainsi : elles leur permettent d’offrir davantage en matière de réponse à la demande, donc d’être mieux rémunérés par un service public pour cette réponse à la demande. Et aussi, elles leur permettent de faire de l’arbitrage sur le coût de l’électricité en rechargeant les batteries pendant la nuit, lorsque le prix de l’électricité est bas, puis en les utilisant pendant la journée afin d’éviter de consommer l’électricité diurne, qui est plus chère.

Ai-je bien compris, ou y a-t-il autre chose que vous ajouteriez?

Paul Grod: J’appelle cela la superposition de valeur. Selon le marché, presque tous les marchés déréglementés comportent une forme de produit de capacité. On vous paie pour rester disponible et être prêt à réduire votre consommation d’électricité pendant de courtes périodes. C’est votre prix de capacité. Vous obtenez donc un prix de capacité, souvent au moyen d’un mécanisme d’enchères. Voilà la première source de revenus.

Ensuite, la deuxième source de revenus est que si l’on vous demande effectivement de réduire votre consommation d’électricité, vous recevez également un paiement pour l’énergie.

Enfin, la troisième source de revenus consiste à réduire une forme de frais de capacité sur le réseau.

Tom Heintzman: D’accord, j’aimerais parler d’un territoire particulier aux États-Unis. Je pense que vous y êtes présent depuis un certain temps, mais que vous venez tout juste d’obtenir d’importants contrats au PJM, qui est le plus grand réseau électrique d’Amérique du Nord et qui s’étend de Chicago à la côte atlantique.

Le PJM a récemment tenu une enchère de capacité et vous avez obtenu du succès au nom de vos clients. Pouvez-vous nous donner un peu de contexte? Quelle est la situation au PJM? Pourquoi achètent-ils de la capacité? Quels types de capacité ont-ils achetés et à quel prix? Et pourquoi la réponse à la demande, et Rodan en particulier, ont-elles connu du succès?

Paul Grod: Comme vous l’avez mentionné, Tom, le PJM est le plus grand marché de l’électricité en Amérique du Nord. Il couvre environ 13 États et sa demande croît beaucoup plus rapidement que son offre. Ainsi, davantage de gens ajoutent de la charge au réseau qu’il ne se construit de production sur le réseau, ce qui n’est pas une excellente combinaison.

La charge liée aux centres de données, en particulier au PJM, augmente à un rythme que personne n’avait prévu. Nous avons des centrales au charbon qui ferment, et la nouvelle production est bloquée dans ce qu’on appelle la file d’attente de raccordement afin de pouvoir se connecter au réseau.

Depuis l’ouverture du marché, et depuis bien plus d’une décennie, le PJM tient chaque année une enchère au cours de laquelle il achète toute son électricité. Il procure ainsi 140 000 mégawatts, soit 140 gigawatts de puissance, par le biais de cette enchère annuelle, qui est une enchère tenue trois ans à l’avance.

Aujourd’hui, ils éprouvent donc des difficultés à se procurer de nouvelles capacités de production au moyen de ce mécanisme. Sans entrer trop dans les détails, ils envisagent activement d’introduire ce qu’on appelle une enchère d’approvisionnement de secours en fiabilité. Ils tenteront d’acheter jusqu’à 15 gigawatts d’énergie à long terme, ce qui sera nouveau pour le PJM.

C’est un peu comme un appel d’offres, mais davantage fondé sur le marché et ouvert à beaucoup plus de producteurs d’électricité ou de fournisseurs de réponse à la demande. Vous réduisez donc soit la consommation du réseau lorsqu’il en a besoin, soit vous injectez de l’électricité dans le réseau lorsqu’il en a besoin.

Le PJM se retrouve coincé dans cette situation où plus de centres de données y sont construits que partout ailleurs aux États-Unis. En fait, 50 % de ce qui est construit aux États-Unis aujourd’hui l’est dans cette région. Et ils n’arrivent tout simplement pas à suivre.

L’enchère qui vient d’être conclue portait, comme je l’ai dit, sur environ 140 gigawatts de puissance sur ce réseau. Ils ont un plafond, donc l’enchère s’est conclue à ce plafond. C’est la troisième année de suite qu’elle atteint ce plafond. Et les exploitants du marché ont indiqué que, sans ce plafond, le prix serait en réalité 70 % plus élevé qu’il ne l’est actuellement.

Pour mettre cela en perspective, le prix est légèrement supérieur à celui de l’enchère de capacité en Ontario. Il est de 120 000 dollars américains par mégawatt, et l’Ontario est à peu près au même niveau. Essentiellement, c’est très similaire, mais je pense que cela démontre bien la dynamique de marché : les deux marchés font face à un important resserrement de l’offre.

Ils cherchent donc activement des moyens d’augmenter la puissance disponible sur le réseau. Et, vous savez, je pense que chaque territoire de compétence est confronté à ce défi aujourd’hui.

Tom Heintzman: Et Paul, je crois comprendre qu’il n’y avait pas suffisamment de puissance offerte lors du plus récent appel d’offres. C’est pourquoi ils envisagent ce programme complémentaire que vous avez mentionné. Est-ce juste?

Cela ne signifie pas qu’il n’y aura pas suffisamment d’électricité dans le PJM, mais plutôt qu’ils sont plus proches de leurs limites critiques qu’ils ne le souhaiteraient.

Paul Grod: Absolument. Ils étaient à court de marge de réserve. Et dans le PJM, cela représente environ 7 000 mégawatts, soit le manque actuel. Ils sont vraiment au bord du rasoir.

C’est pourquoi ils vont prendre des mesures assez audacieuses, qu’on n’a pas vues auparavant, avec cet approvisionnement de secours en fiabilité à long terme sur 15 ans. Et cela va se faire rapidement. Cela va arriver cet automne.

Nous espérons certainement que nos bailleurs de fonds pourront nous aider à y parvenir, parce que c’est une occasion exceptionnelle de développer des actifs passionnants sur certains marchés américains qui sont très, très actifs aujourd’hui.

Tom Heintzman: Paul, Wood Mackenzie affirme que la capacité des VPP, ou centrales électriques virtuelles, aux États-Unis augmente rapidement. Elle a progressé de 13,7 % en 2025 pour atteindre 37,5 gigawatts, soit 37 500 mégawatts, ce qui est supérieur à la capacité totale de l’Ontario.

Et les projections indiquent qu’elle continuera de croître, pouvant servir entre 80 et 160 gigawatts de demande de pointe totale aux États-Unis d’ici 2030, soit un triplement entre 2025 et 2030.

Qu’est-ce qui alimente cette croissance et qu’est-ce qui est nécessaire dans votre secteur pour répondre à cette demande croissante et mettre cette capacité en service à temps?

Paul Grod: Je pense que tout commence par la confiance que les exploitants de réseau et les exploitants de système vont se procurer ces ressources de manière constante.

Je pense que ce qui se produit souvent dans plusieurs marchés, c’est que les exploitants de système aiment la production. La production, c’est simple : ils envoient un signal de répartition, et vous avez un énorme générateur qui met en marche son gaz naturel et fournit des milliers de mégawatts de puissance. Il est facile pour un exploitant de réseau de voir que cela fonctionne et de s’y fier.

Mais lorsque vous avez des milliers, voire des dizaines de milliers de VPP — qu’il s’agisse d’une batterie exploitée dans une cimenterie, d’un entrepôt frigorifique qui réduit sa consommation pour une courte période, d’un thermostat résidentiel qui se déconnecte ou d’un véhicule électrique qui se retire du réseau — c’est plus difficile à gérer.

Cela exige un changement de paradigme, un changement de culture au sein de la communauté des exploitants de marché pour pleinement apprécier la valeur de ces ressources. Ils commencent à les utiliser de plus en plus.

Et je pense qu’il est vraiment important pour nous, en tant que fournisseurs de VPP, d’assurer l’intégrité et la fiabilité de cette ressource. C’est certainement une partie de la réponse.

L’autre partie, c’est que l’incertitude entourant les prix pose toujours un défi, parce que le prix de la capacité en Ontario a augmenté de plus de 50 % d’une année à l’autre. C’est toujours difficile pour l’investissement. Il est toujours difficile de dire à un investisseur : nous ne savons pas quel sera le prix l’an prochain.

C’est là que les organismes de réglementation et les ISO doivent commencer à réfléchir à la façon d’assurer l’intégrité de ces solutions en envoyant un signal de prix clair et un signal de prix à long terme quant à l’endroit où ces actifs se situeront.

Nous savons que, même en Ontario, si l’on compare les approvisionnements ELT avec le coût de l’enchère de capacité, le coût de l’enchère de capacité est de moitié inférieur à celui de l’approvisionnement ELT. Et je ne dis pas qu’un modèle est mauvais et l’autre bon. Il faut une gamme complète de ressources, mais je pense qu’il est important de mettre cela en perspective.

Ces VPP vont croître rapidement parce que nous voyons beaucoup plus d’électrification sur le réseau, du niveau résidentiel jusqu’aux plus grands acteurs industriels. C’est une ressource formidable qu’il faut vraiment exploiter, car il s’agit du kilowatt le moins coûteux qui puisse être utilisé sur le réseau électrique.

Nous voyons donc que cette croissance va se poursuivre, et nous sommes heureux d’en faire partie.

Tom Heintzman: Dernière question, Paul. Nous demandons généralement à nos invités de regarder dans leur boule de cristal et de nous dire ce qu’ils pensent que l’avenir nous réserve.

Comment voyez-vous l’évolution de la réponse à la demande, des systèmes BESS et des VPP au cours, disons, des cinq prochaines années? Quels changements importants pensez-vous que nous verrons pendant cette période?

Paul Grod: Il y a un terme — je n’en suis pas un grand partisan, mais il raconte bien l’histoire. Nous allons voir beaucoup plus de prosommateurs. Je ne sais pas si vous avez déjà entendu ce mot, qui désigne essentiellement un consommateur d’électricité qui devient aussi producteur d’électricité, et vice versa.

Nous allons donc voir cela de plus en plus souvent, avec des installations manufacturières qui auront leur propre système d’alimentation, et cela est largement motivé par l’absence d’autres options.

Nous voyons actuellement, avec les centres de données, qu’ils sont tenus par les gouvernements, les exploitants de système et les services publics d’apporter leur propre production d’électricité. Et nous allons voir cela de plus en plus souvent.

Le défi auquel nous serons confrontés, Tom, c’est de savoir si cette production sera propre ou non. Et cela dépend de la définition qu’on donne à « propre », mais nous voyons beaucoup de production au gaz naturel être ajoutée au réseau par l’entremise de ces centres de données, parce qu’ils sont forcés d’amener leur propre électricité en raison de leur énorme consommation énergétique. Ce n’est pas durable.

C’est là que ces centres de données seront forcés, par voie réglementaire, non pas à cause du coût, parce que la valeur qu’ils tireront de la répartition ou de la participation à la réponse à la demande ne sera pas suffisamment importante pour changer la donne pour eux.

C’est pourquoi nous allons voir la réglementation jouer un rôle pour exiger cela, et nous le voyons déjà dans le PJM ainsi que dans d’autres marchés, où l’on dit aux énormes centres de données que, s’ils veulent se connecter au réseau, ils doivent être flexibles. Ils doivent être prêts à réduire leur consommation d’électricité lorsque l’exploitant du réseau en a besoin.

Nous allons donc voir une croissance importante de la réponse à la demande, ou peu importe le nom qu’on lui donnera à l’avenir. Appelez cela une VPP, appelez cela une réponse à la demande, mais au fond, il s’agit d’une charge flexible.

Et je pense que la nouvelle réalité, c’est que toutes ces charges seront gérées activement.

Nous allons aussi chercher à intégrer davantage de batteries, davantage de solaire, afin d’équilibrer cela avec la production au gaz naturel. Mais ce sera un réseau extrêmement dynamique.

Et c’est là que le rôle d’un optimiseur comme nous devient incroyablement important, parce que nous sommes ceux qui possèdent cette connaissance sophistiquée des marchés de l’énergie. Nous avons la technologie nécessaire pour concevoir les algorithmes et mettre en place les systèmes capables de contrôler et de surveiller ces projets.

Il y aura une dynamique intéressante entre le côté charge et les exploitants de réseau, et je pense que ce sera passionnant.

Ce sont ces éléments qui permettront une pénétration plus profonde des énergies renouvelables, parce que, comme nous le savons, nous avons besoin de flexibilité pour renforcer l’énergie renouvelable. Nous devons pouvoir compter sur des ressources comme la réponse à la demande et les systèmes de stockage d’énergie par batterie afin d’intégrer davantage de production renouvelable et de gérer une partie de l’intermittence que nous observons avec les renouvelables.

Je pense donc que l’un complète très bien l’autre.

Tom Heintzman: Fantastique. Eh bien, Paul, merci d’avoir pris le temps de vous joindre à nous aujourd’hui. Vous êtes une véritable mine de connaissances.

Et merci à nos auditeurs de nous avoir écoutés.

Paul Grod: Merci, Tom. Ce fut un réel plaisir, comme toujours.

Tom Heintzman: Joignez-vous à nous la prochaine fois alors que nous nous attaquerons à certaines des plus grandes questions en matière de durabilité, en vous offrant différentes perspectives pour vous aider à aller de l’avant.

Je suis votre animateur, Tom Heintzman, et vous écoutez The Sustainability Agenda.

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La réponse à la demande et la nouvelle économie de la flexibilité du réseau

Tom Heintzman

Directeur général et délégué du conseil

Marchés du capital CIBC

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