RNNR Réunion de comité

    Bonjour tout le monde.

    Bon retour. C'est notre première semaine de retour au Parlement. J'espère que tout le monde a passé un bel été, même si c'était trop court.

    Nous avons de nouveaux membres au sein du Comité.

    Monsieur Falk, je crois savoir que vous êtes…

    Un membre officiel.

    Monsieur Shipley…

    Ce n'est pas mon cas.

    M. Shipley ne siège pas officiellement, mais il assiste régulièrement à nos délibérations. Nous vous en sommes reconnaissants. Merci d'être avec nous.

    Madame Stubbs, je vous félicite de votre nouveau rôle de porte-parole. Vous continuerez à siéger au Comité, ce qui nous réjouit tous.

    Nous recevons aujourd'hui deux groupes de témoins. Nous accueillerons d'abord les représentants du ministère, qui se joindront à nous pour la première heure. Merci infiniment d'être ici. Nous aurons ensuite deux autres témoins pour la deuxième heure.

    Mais avant, je vais laisser la parole au greffier puisque nous devons élire un nouveau vice-président.

    Merci, monsieur le président.

    Sachez que, conformément à votre Règlement, le premier vice-président du Comité doit être un député de l'opposition officielle.

    Je suis maintenant prêt à recevoir les motions pour le poste de premier vice-président.

     Je vous écoute, monsieur Serré.

    Merci.

    J'aimerais proposer Mme Stubbs comme première vice-présidente du Comité.

    Y a-t-il d'autres motions?

    Il est proposé par Marc Serré que Shannon Stubbs soit élue première vice-présidente du Comité.

    Plaît-il au Comité d'adopter la motion?

    (La motion est adoptée.)

    Merci.

    Je vais donc vous féliciter une deuxième fois aujourd'hui.

    Aujourd'hui seulement.

    Bien. Je vais sans plus tarder laisser la parole aux représentants du ministère.

    Vous n'avez besoin d'explications ni sur la procédure ni sur notre fonctionnement; je ne vais donc pas gaspiller de temps à parler. Vous avez la parole pour un maximum de 10 minutes.

    Je vous remercie de vous joindre à nous.

    Je vous remercie, monsieur le président.

    Je m'appelle Niall O'Dea et je suis directeur général de la Direction des ressources en électricité à Ressources naturelles Canada. Je suis accompagné aujourd'hui par deux membres de mon équipe, André Bernier et Darcy Blais.

    Je vous remercie de l'occasion que vous me fournissez de vous parler de ce sujet. Je commencerai par vous fournir un peu de contexte, puis je ferai quelques réflexions sur la nécessité d'établir des interconnexions stratégiques et sur ce que fait Ressources Naturelles Canada pour soutenir cette priorité.

    Je vais passer à la deuxième diapositive.

    Le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques définit l'électricité comme la pierre angulaire d'une économie moderne à croissance propre.

    Le gouvernement fédéral a l'intention de positionner le Canada de manière à faire passer la proportion de ses ressources non émettrices de 80 à 90 % d'ici 2030 et à éliminer progressivement la production conventionnelle d'électricité au charbon. En plus de relever ces défis, le secteur de l'électricité devra fournir un approvisionnement propre supplémentaire pour soutenir l'électrification des autres secteurs.

    Le cadre pancanadien propose une approche à quatre volets. La présentation d'aujourd'hui porte sur le deuxième volet, qui consiste à relier l'énergie propre aux endroits où elle est requise.

    Le Cadre pancanadien s'harmonise bien avec la Stratégie canadienne de l'énergie du Conseil de la fédération, en particulier avec les axes de travail n^os 6 et 7, qui ont trait au développement de ressources énergétiques propres et à l'amélioration des réseaux de transport.

    Depuis 2005, le secteur de l'électricité a accompli des progrès considérables en renversant la tendance à la hausse des émissions de gaz à effet de serre, ou GES. L'Ontario et le Manitoba ont éliminé progressivement la production d'électricité à partir du charbon, tandis que l'Alberta et le Nouveau-Brunswick ont assisté à l'interruption de la capacité de production au charbon. L'ensemble des provinces ont mis en place des politiques ou des programmes qui ont entraîné une augmentation considérable de l'énergie éolienne et solaire. De nouveaux projets hydroélectriques ont été construits ou sont actuellement bâtis en Colombie-Britannique, au Manitoba, en Ontario, au Québec et à Terre-Neuve-et-Labrador. La réglementation fédérale de 2012 sur les GES visant la production d'électricité à partir du charbon prépare le terrain à l'élimination graduelle du recours au charbon traditionnel au pays. L'annonce du gouvernement albertain de 2015 et celle d'Environnement et Changement climatique Canada de 2016 concernant l'accélération de l'élimination graduelle du charbon contribuera à ce que ce soit possible d'ici 2030.

    En plus de devoir continuer à réduire les émissions, le secteur de l'électricité devra produire plus d'électricité pour répondre à la demande des autres secteurs qui électrisent leurs procédés afin de réduire leurs émissions.

    Un autre défi qui se pose est l'infrastructure vieillissante. En 2012, le Conference Board du Canada estimait que le secteur de l'électricité devrait investir jusqu'à 347 milliards de dollars entre 2012 et 2030. Voilà qui représente une moyenne annuelle de plus de 15 milliards de dollars dans le seul but de remplacer l'infrastructure en place. Depuis 2012, les investissements réels se sont élevés en moyenne à plus de 20 milliards de dollars. Ces investissements devront se poursuivre, et les décisions que nous prenons aujourd'hui auront une incidence dans le secteur pour les 30 à 40 prochaines années, compte tenu de la durée de vie des infrastructures.

    Le défi à relever est énorme, mais heureusement, le secteur canadien de l'électricité commence selon nous en position de force. La composition de nos sources d'électricité est parmi les plus propres au monde, avec environ 80 % d'électricité produite sans émissions, dont quelque 60 % provient de l'hydroélectricité. Cela dit, certaines régions dépendent largement des combustibles fossiles pour la production d'électricité, y compris l'Alberta, la Saskatchewan, le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Écosse. Dans bien des cas, ces régions sont entourées de provinces dont les ressources hydroélectriques sont abondantes.

     Passons à la diapositive n^o 6.

    L'amélioration des interconnexions entre les provinces peut faciliter la transition vers l'électricité propre des provinces dépendantes des combustibles fossiles. D'autres interconnexions peuvent également contribuer à la gestion de la variabilité des ressources éoliennes et solaires.

    Parallèlement, il faut mentionner l'importance de nos relations commerciales avec les États-Unis au chapitre de l'électricité. De façon générale, les interconnexions avec les États-Unis sont plus fortes que les interconnexions entre les provinces. De nouvelles interconnexions avec les États-Unis sont envisagées et créeront des débouchés commerciaux, mais du point de vue du gouvernement fédéral, notre principale priorité devrait toujours être la réduction des émissions ici.

    À la diapositive n^o 7, le graphique illustre la capacité actuelle de transfert d'électricité entre les provinces et les États-Unis. Il illustre la prédominance Nord-Sud de nos connexions courantes. En particulier, la carte montre six grandes lignes de transport de l'électricité en voie d'aménagement au Canada et aux États-Unis. Cette relation Nord-Sud a évolué pour des raisons historiques.

     De nombreuses grandes centrales hydroélectriques ont d'abord été construites et financées partiellement pour répondre à la demande américaine. Dans de nombreux cas, les centres de charge situés aux États-Unis sont plus proches de ceux des centrales que les villes canadiennes. Toutefois, un regard vers l'avenir montre que les arguments en faveur d'une augmentation du transport entre les provinces canadiennes ont pris de l'importance en raison de l'élimination progressive de l'électricité produite au charbon et de la nécessité de réduire les émissions de gaz à effet de serre dans ce secteur.

    Dans son budget de 2016, le gouvernement du Canada a annoncé une initiative de collaboration régionale en matière d'électricité et d'infrastructure stratégique de 2,5 millions de dollars sur deux ans, dont l'objectif est de sélectionner les projets d'infrastructure d'électricité offrant des possibilités de réduire les émissions de GES. Deux dialogues ont été lancés: le premier dans l'Ouest, et l'autre dans l'Atlantique. Les résultats sont attendus d'ici la fin de l'année, et les rapports définitifs, au début de 2018.

    Les résultats comprendront certains volets économiques importants, en particulier les coûts des différentes options qui s'offrent aux consommateurs d'électricité. Une analyse propre au projet sera ensuite nécessaire pour évaluer les répercussions économiques plus générales sur des variables comme l'emploi. Les résultats contribueront à éclairer les discussions entre les provinces voisines et le gouvernement fédéral, qui pourraient inciter les provinces à investir dans l'infrastructure, et le gouvernement ou les organismes fédéraux à offrir un soutien.

    À court terme, il est possible de mettre l'accent sur des projets fondamentaux bien avancés. Le communiqué qui a été diffusé après la Conférence 2017 des ministres de l'Énergie et des Mines soutient que le renforcement de l'interconnexion entre la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick est un exemple de projet à favoriser à court terme. Nous croyons que de tels projets seront essentiels à la transition à long terme du Canada atlantique vers l'électricité propre.

     Passons à la diapositive n^o 10.

    Au bout du compte, ce sont les provinces qui déterminent le rythme et l'ampleur de l'aménagement de nouveaux actifs de production et de transport de l'électricité au Canada. C'est pourquoi la collaboration avec les provinces et les territoires est déterminante pour la réussite. Le gouvernement fédéral peut jouer un rôle productif dans cet exercice en invitant les provinces à examiner les possibilités régionales de réduction des gaz à effet de serre.

     Tous les projets dont la mise en oeuvre est considérée devront être soumis à une évaluation environnementale. Il est également primordial que ces projets fassent l'objet d'une étude approfondie et de consultations auprès des peuples autochtones concernés.

     Dans certains cas, les projets de transport d'électricité auront des retombées positives dans des collectivités éloignées et raccorderont celles-ci au réseau, réduisant ainsi la consommation de diesel pour la production d'électricité et le chauffage résidentiel.

    Le projet de Pikangikum, dans le Nord de l'Ontario, dont l'annonce a été faite récemment, illustre bien les avantages qui peuvent découler de ce type de projets.

    En résumé, les services publics d'électricité à l'échelle du pays ont un défi à relever. En plus de répondre à la demande croissante, ils doivent constamment investir dans le remplacement de l'infrastructure vieillissante et, dans certains cas, fermer des centrales de production d'électricité au charbon. La situation est exacerbée par le désir des autres secteurs de l'industrie de recourir à l'électricité pour réduire leurs émissions. Ce défi offre l'occasion d'établir une base solide sur laquelle s'appuierait le réseau électrique national de l'avenir.

    Parlant de l'avenir du secteur, je saisis l'occasion de vous signaler l'événement Génération Énergie qui aura lieu à Winnipeg en octobre. Les intervenants et experts y tiendront un débat approfondi sur les voies qui pourraient mener à un avenir axé sur une énergie abordable et propre au pays. Les personnes intéressées à participer devraient visiter le site www.generationenergy.ca.

    En conclusion, je tiens à vous remercier, au nom du ministère, de nous avoir permis de contribuer à l'amorce de vos discussions sur cet important sujet. Je vous souhaite du succès dans la réalisation de votre étude sur les interconnexions des réseaux électriques. Je serai ravi de répondre à toutes vos questions.

    Merci.

    Merci.

    Vous devez vous être exercé, car vous avez prononcé votre déclaration en 10 minutes pile. Je pense que cela ne s'est jamais produit avant. C'est de bon augure, pour notre séance.

    Monsieur Arseneault, je crois que c'est vous qui allez commencer.

    Merci, monsieur le président.

    Messieurs O'Dea, Bernier et Blais, je vous remercie de nous transmettre vos connaissances aujourd'hui à titre de témoins.

    Croyez-vous que la réglementation sur la tarification du carbone mise en place l'an passé par le gouvernement du Canada aidera le secteur de l'énergie électrique à augmenter son haut pourcentage de production d'électricité à faibles émissions de carbone, et pourquoi?

    Je vous remercie, monsieur. C'est une bonne question.

     La réglementation sur la tarification du carbone aidera grandement à faire progresser tout le pays au chapitre de la réduction des gaz à effet de serre, surtout parce qu'elle s'applique à l'ensemble de l'économie. Pour ce qui est des premières années, cependant, cette tarification de base sera peut-être trop souple pour transformer immédiatement le secteur de l'énergie ou de l'électricité, compte tenu des coûts assez élevés d'une telle transformation. Ce qui est important, c'est que cela permettra aux entreprises d'inclure dans leurs dépenses les coûts de cette transformation, ce qui aura pour effet d'augmenter le nombre d'entreprises qui envisageront de prendre ce virage. Ce qui importe davantage que le prix de base de départ, c'est l'estimation des investissements qu'il faudra y consacrer à long terme, car c'est là-dessus que se baseront les producteurs d'électricité pour prendre des décisions.

    Je vous remercie.

    Selon vous, quelle technologie présente le plus fort potentiel pour l'avenir du réseau électrique à faibles émissions de gaz à effet de serre? Quelle technologie est la plus apte à bénéficier de cela?

     C'est encore une bonne question.

     Selon moi, la force du Canada, c'est la diversité des options technologiques qui lui permettent de relever ce défi. Évidemment, le Canada possède plusieurs ressources hydroélectriques et il a une bonne capacité de développer ce genre de technologie. Présentement, au Canada, le volet nucléaire revêt une grande importance, surtout en Ontario, mais aussi au Nouveau-Brunswick. On a l'occasion d'explorer davantage les petits réacteurs modulaires et d'évaluer leur contribution potentielle dans l'avenir. On constate aussi une croissance très rapide des énergies solaire et éolienne, deux technologies un peu plus dispersées, mais qui peuvent apporter une grande contribution. À mon avis, cela nous donnera une idée des ressources naturelles des régions spécifiques et de la façon dont elles peuvent être exploitées et reliées aux ressources d'ailleurs pour développer un système à faible coût qui aura pour effet de réduire les émissions de gaz à effet de serre.

    Finalement, j'aimerais dire qu'il s'agit de technologies de génération, mais il y a aussi les technologies de transmission et de distribution, qui sont très importantes. Le Canada a l'occasion d'être un leader quant aux technologies de réseau électrique intelligent. C'est ce genre de technologies qui permettra d'augmenter l'efficacité avec laquelle on utilise les réseaux actuels.

    Selon vous, une stratégie d'interconnexion offrirait-elle des avantages quant à la réduction des gaz à effet de serre?

    Oui, certainement, c'est évident. D'ailleurs, c'est la raison pour laquelle nous faisons une étude en ce moment.

    Pour le Canada, l'avenir sera la combinaison de systèmes distribués d'énergie propre et de systèmes centralisés. Lorsque des systèmes distribués sont branchés à des systèmes centralisés, cela donne plus de flexibilité et de fiabilité au système, ce qui constitue un point important.

    En ce qui a trait aux interconnexions stratégiques, il faut déterminer à quels endroits on peut faire ces connexions en vue d'augmenter les chances de développer des types d'énergie tels que l'énergie éolienne et l'énergie solaire. Il faut aussi évaluer la totalité du système sur une base nationale. Il faut savoir quel cadre d'infrastructure permet d'obtenir le meilleur prix en matière d'électricité, l'accès aux énergies le plus rapide possible et le plus bas taux d'émission de gaz à effet de serre possible.

    Je vous remercie.

     Tantôt, vous avez fait allusion aux peuples autochtones. Pouvez-vous nous donner quelques exemples d'avancées dans le domaine de l'électricité à faible émission de carbone qui génèrent des possibilités économiques durables pour les Autochtones dans le secteur de l'énergie?

    Oui, certainement. Je peux vous donner quelques exemples, avant de demander à mes collègues de vous donner d'autres exemples plus précis.

    Je peux parler de Pikangikum et de l'interconnexion que j'ai mentionnée plus tôt. Il s'agit d'une interconnexion dans le Nord de l'Ontario qui branchera le village de Pikangikum, un village autochtone, au réseau principal de l'Ontario. Pour la première fois, cette communauté isolée sera branchée à ce grand système, ce qui lui permettra d'obtenir de l'électricité de façon constante et suffisante afin d'appuyer les autres services offerts dans la communauté, en plus d'assurer le développement économique de la communauté. Grâce à cette connexion fiable au réseau, certains types d'entreprises auront accès à davantage d'énergie.

    D'autres petites communautés autochtones isolées auront aussi la possibilité d'obtenir de l'électricité au moyen d'éoliennes et de projets liés à l'énergie solaire. Par ailleurs, des communautés autochtones du Canada directement branchées au système électrique auront la possibilité de fournir de l'électricité au système, comme le démontrent certains projets récents en Ontario. Bien que j'aie oublié le nom du projet, je sais que l'Ontario Power Generation en poursuit présentement un dans le Sud-Ouest de l'Ontario. Le projet, développé comme un partenariat d'équité entre les Autochtones et l'entreprise, contribue d'offrir des possibilités aux communautés autochtones.

    Je vous remercie beaucoup.

    Je ne sais pas si mes collègues ont d'autres exemples à vous donner.

    Merci. Je vais devoir vous interrompre ici.

    Madame Stubbs.

    Je vous remercie de nous consacrer du temps cet après-midi. Je vous sais gré de vos propos sur la force du Canada, qui repose sur la diversité de nos sources d'énergie.

    Avant de poser mes questions, j'aimerais remercier mes collègues libéraux d'avoir mentionné expressément la Stratégie canadienne de l'énergie dans cette étude. Je tiens à souligner que c'est une initiative qui a été lancée par un premier ministre albertain, puis qui a été adaptée et acceptée par tous les premiers ministres précisément parce qu'elle se prononce pour la diversité des ressources naturelles et pour l'exploitation de ces ressources au Canada — toutes les régions et toutes les sources.

    Avec le recul, je regrette un peu que nous n'ayons pas inclus la Stratégie canadienne de l'énergie dans notre étude précédente sur le pétrole et le gaz, puisqu'il est question de l'importance de la certitude en matière de réglementation concernant la protection des éléments de l'infrastructure énergétique essentielle ainsi que de l'importance de diversifier les marchés d'exportation. C'est lié à la longue expérience du Canada, dont vous avez déjà parlé, de tous les aspects qui vont de notre régime de réglementation à nos investissements dans l'innovation, en passant par notre engagement de longue date à respecter le juste équilibre entre l'intendance environnementale et le développement énergétique et économique, et toute la prospérité et tous les emplois que ce développement procure à chaque Canadien et à chaque collectivité du pays.

    Je souligne en commençant — et j'ai des collègues de l'autre côté qui sont aussi fermement de cet avis — que j'espère que nous pourrons, au cours de cette étude, continuer de parler du soutien à un développement responsable des ressources naturelles et de l'amélioration des occasions d'investissement aux fins de développement responsable des ressources naturelles dans tous les secteurs, dans toutes les provinces du pays, plutôt que de nous mettre à opposer les secteurs, car cela pourrait avoir des répercussions disproportionnées dans certaines régions ou provinces.

    Je dirais, bien sûr, que le développement et l'investissement touchant les sources d'énergie de remplacement à faible teneur en carbone et les sources renouvelables vont de pair avec un secteur du pétrole et du gaz prospère. Les plus gros investisseurs du secteur privé dans les sources d'énergie de remplacement et les sources renouvelables, comme l'énergie éolienne et l'énergie sociale, sont en fait des sociétés pétrolières et gazières et des sociétés de pipelines, par exemple, Enbridge.

    Je vous remercie de vos observations pour commencer. Peut-être que nous pourrons un jour parler de nouveau des buts et des recommandations de la Stratégie canadienne de l'énergie dans un contexte où l'on veillerait à la durabilité et à la prospérité à long terme de l'exploitation pétrolière et gazière en Alberta, ou au Canada aussi.

    Est-ce que vous pouvez nous en dire un peu plus sur les dialogues régionaux et nous donner, à titre d'information, tous les détails que vous aimeriez mettre en évidence à propos des enjeux passés requérant d'après vous la collaboration du gouvernement fédéral, des gouvernements provinciaux et des administrations régionales, ainsi que tous les détails que vous aimeriez souligner concernant les lacunes que vous avez relevées ou les aspects qui doivent être améliorés?

    Par rapport à cela, est-ce que cela a fait partie ou va faire partie des quatre grands examens de la réglementation? Est-ce que cela produira des effets sur les modifications ou rajustements réglementaires découlant de ces dialogues? J'aimerais que vous nous éclairiez à ce sujet si vous le pouvez.

    C'est une excellente question et je vais essayer d'y répondre complètement.

    Je suis ravi de présenter un contexte plus complet pour les études en cours. Je n'ai pas traité de cela dans mon exposé, car je voulais respecter la limite de 10 minutes, mais à la page 14 du document que nous avons fourni se trouve un instantané des dialogues régionaux et des questions précises sur lesquelles ils se penchent ou nous nous penchons de concert avec les provinces et les territoires, et leurs services publics.

    Dans l'Ouest, pour commencer, le principal défi est lié à la nécessité d'éliminer progressivement le charbon en Alberta et en Saskatchewan. Il faudra pour cela de nouvelles sources de production éolienne et solaire, ainsi que des ressources mobilisables comme l'hydroélectricité, le gaz naturel, ou des importations venant des provinces voisines. En ce moment, le gaz naturel est la moins coûteuse des options mobilisables, mais cette option deviendra plus coûteuse avec l'introduction progressive de la tarification du carbone.

    Les principales options à l'étude dans le cadre du dialogue de l'Ouest sont, notamment, le transport entre la Saskatchewan et le Manitoba, ainsi qu'entre la Colombie-Britannique et l'Alberta. La deuxième option est le nouveau développement hydroélectrique en Alberta, en Saskatchewan et dans les Territoires du Nord-Ouest. La troisième est l'électrification du traitement du gaz naturel et la possibilité de futurs terminaux GNL. Toutes ces choses sont à l'étude dans le cadre du dialogue de l'Ouest, et le but est de combler certaines des lacunes dont vous avez parlé.

    Dans la région de l'Atlantique, la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick sont confrontés à un écart d'approvisionnement lié à l'élimination progressive du charbon, et ils sont restreints sur ce plan par l'infrastructure limitée de distribution du gaz naturel. Il n'y a pas un réseau correspondant à ce que nous avons ailleurs au Canada. Les ressources renouvelables locales comme l'énergie éolienne et solaire joueront un rôle, mais il faudra des ressources mobilisables — encore là, comme l'hydroélectricité et le nucléaire — pour soutenir les énergies variables. Les principales options envisagées sont une nouvelle capacité hydroélectrique, que ce soit Gull Island ou d'autres petites centrales hydroélectriques, une nouvelle centrale nucléaire au Nouveau-Brunswick — option également envisagée pour cette étude de modélisation —, et des contrats d'approvisionnement à long terme avec le Québec. Encore là, nous essayons d'établir la base la plus vaste possible pour résoudre cela.

    Historiquement, je pense que le Canada a toujours exploité l'essentiel de ses ressources et de ses connexions principalement dans un axe nord-sud, comme je l'ai dit, parce que cela correspondait aux centres et aux marchés pour cette électricité. Je pense que l'accélération de l'élimination progressive du charbon motive la collaboration. Nous voyons une grande

ouverture d'esprit

    dans les conversations entre les provinces et les services publics qui explorent cela. Cependant, cette tradition n'est pas là, alors il y a un peu de lacunes dans l'information sur la forme que la coopération prendrait et la résolution des difficultés bien réelles que représentent les différences entre les marchés. Par exemple, en Alberta, vous avez un marché de l'électricité entièrement privatisé, alors que dans les provinces voisines, vous pouvez avoir des services publics appartenant à la couronne qui sont intégrés verticalement. La coopération entre les provinces exige donc des négociations très pointues que le gouvernement fédéral est ravi de faciliter, mais pour lesquelles nous ne serions manifestement pas déterminants.

    En ce qui concerne les quatre examens que vous avez mentionnés, il s'agit en ce moment d'une priorité fondamentale pour le gouvernement. Ce que nous espérons c'est qu'à la fin, les résultats de ces examens viendront resserrer la base sur laquelle ces projets, une fois cernés, iraient de l'avant. Il faudrait manifestement que chaque projet entrepris fasse l'objet d'une évaluation environnementale approfondie, d'une consultation approfondie et d'une mobilisation des peuples autochtones. Une fois que l'architecture aura été établie dans le sillage de ces quatre examens, ce processus devrait beaucoup aider à faire avancer ces projets.

    Merci.

    Monsieur Cannings.

    Merci de votre présence.

    Il me semble, si je peux résumer ce que j'ai entendu, que si nous voulons transporter de l'électricité ou créer une électricité verte et propre dans des provinces comme l'Alberta, la Saskatchewan et la Nouvelle-Écosse — et avec le nouveau cadre, vous allez vouloir encourager des sources plus propres d'électricité —, il y a deux options. L'une est de faciliter le transport de l'énergie propre et de l'énergie hydroélectrique entre la Colombie-Britannique et l'Alberta, ou entre le Manitoba et la Saskatchewan et l'Ontario, etc. L'autre est de créer d'autres sources locales d'énergie renouvelable; donc, en Alberta, on développerait l'énergie solaire et éolienne.

    J'aimerais que vous nous parliez de deux aspects de cela. L'un est l'aspect de l'ingénierie. Quel est le ratio minimum du type d'énergie mobilisable qu'il faut au réseau en ce moment? Est-ce une chose qui peut changer si nous modernisons le réseau? Et quels sont les coûts relatifs de ces sources d'énergie: éolienne, solaire et hydroélectrique? Les gros projets hydroélectriques semblent relativement coûteux. Je sais que vous avez parlé d'une étude dont les résultats seront publiés et qui comportera les réponses à cela, mais est-ce qu'on en a une idée en ce moment?

    Je serais ravi de présenter des observations à ce sujet. Je pense que la question de la région par rapport à la localité est fondamentale. Le dialogue et les études visant les initiatives de coopération régionale dans le secteur de l'électricité et l'infrastructure stratégique dont j'ai parlé se concentrent sur ce portrait régional. Mais ils y intègrent aussi la contribution possible des formes plus locales de production d'électricité.

    Ce que nous pensons, c'est qu'au bout du compte, selon les coûts, l'efficacité et la réduction la plus rapide possible des émissions de GES, une combinaison de ces interconnexions et de la production locale à plus petite échelle d'électricité fera partie de l'équation.

    En ce qui concerne le ratio minimum de sources d'énergie mobilisables par rapport aux sources d'énergie variables, cela dépend vraiment de la mesure dans laquelle l'offre est bien connectée. Vous pouvez imaginer un système, dans un secteur du sud de l'Alberta, où le vent souffle très fort et où la ressource éolienne est superbe, mais où il n'y a aucune ressource en l'absence de vent. C'est une possible faiblesse. Quand cette ressource est connectée à d'autres endroits qui peuvent équilibrer la ressource éolienne — disons, si le vent souffle plus fort au milieu du Midwest américain à ce moment-là —, si vous pouvez obtenir une interconnexion couvrant un plus vaste territoire, vous pouvez équilibrer les choses et avoir une plus forte proportion de ressources renouvelables mobilisables dans votre combinaison globale. Les interconnexions stratégiques se justifient en partie parce qu'elles vous permettent de mieux équilibrer les ressources sur un plus grand territoire géographique.

    Le concept du réseau intelligent fait-il partie de cela? Fait-il plutôt partie d'un réseau urbain plus restreint? Ou bien est-ce que le réseau intelligent fait partie de la prise des décisions ponctuelles?

    Le réseau intelligent est absolument essentiel dans les deux cas, en fait. À l'échelon local, celui de la distribution aux ménages, les technologies des réseaux intelligents sont essentielles à des choses comme brancher votre véhicule électrique la nuit, faire en sorte qu'il serve de batterie pour le réseau dans l'ensemble, puis le débrancher le matin et quand même pouvoir vous rendre au travail. Les technologies des réseaux intelligents sont essentielles à cela.

    À plus grande échelle et sur le plan du transport, nous voulons pouvoir gérer un plus haut degré de variabilité pour nos lignes de transport. En ce moment, nous avons tendance à utiliser moins que la capacité de charge totale d'une ligne donnée, d'après les paramètres d'ingénierie, mais si nous en savons plus sur ce qui se passe à tout moment le long de cette ligne de transport, nous pouvons en réalité transporter plus d'électricité, et une quantité d'électricité plus variable, ce qui nous permet de mieux utiliser les ressources que nous avons.

    Vous avez mentionné les véhicules électriques. Je me demandais justement à quelle fréquence votre ministère établit des modèles ou se penche sur la demande accrue d'électricité que nous constaterons au fur et à mesure de l'électrification du monde, et en particulier avec les véhicules électriques. Chaque semaine, il semble y avoir un nouvel article qui dit que cela se produit beaucoup plus rapidement que nous le pensions. Je présume que vous êtes bien au fait de cela. Je me demande quelles sont vos projections actuelles concernant ce besoin accru.

    Certainement. Pour des projections particulières, je vais demander à mon équipe si nous les avons.

    Nous nous penchons là-dessus, mais je dirais qu'il y a un gros point d'interrogation concernant le cheminement, car il pourrait y avoir divers scénarios. Il faut faire la distinction. Ce n'est pas qu'un enjeu lié au transport, sur le plan de la quantité d'électricité; le goulot se produit aussi en partie à l'étape de la distribution, avec les ménages dont les rôles sont divers, en tant que consommateurs d'énergie.

    Comme Niall l'a indiqué, c'est aussi une occasion qui se crée, car cela s'accompagne d'une capacité d'entreposage. Je ne voudrais pas dire un chiffre précis. Nous avons examiné des scénarios relativement modestes, mais il y en a aussi qui sont explosifs. Je pense qu'en matière de planification, il est bon de garder à l'esprit en ce moment que les écarts entre les estimations pourraient être vastes.

    C'est une question qui se pose aux services publics. Dans le contexte du dialogue relatif aux ressources régionales en électricité de l'Atlantique, c'est un des aspects délicats dont nous tenons compte dans notre modélisation. Nous n'intégrons pas dans la modélisation notre projection de l'avenir concernant la pénétration du marché par les véhicules électriques, mais plutôt ce qu'il faudra pour soutenir cela compte tenu des données diverses visant la pénétration du marché par les véhicules électriques.

    Monsieur Serré.

     Je remercie les témoins de leurs présentations.

    Vous avez parlé plus tôt d'interconnexions entre certaines provinces.

     Pourriez-vous nous donner des exemples d'interconnexions stratégiques qui ont été un succès?

    Certainement. Nous serons heureux de le faire.

    Le premier exemple que je vais vous donner est un cas où la participation du gouvernement fédéral n'a pas été importante. Il s'agit de l'entente concernant le partage d'électricité entre le Québec et l'Ontario. Cela impliquait la construction d'infrastructures pour ces deux provinces. Il y a quelques années, une entente concernant l'échange d'électricité a été conclue. Il s'agissait de 500 mégawatts, hiver comme été, pour répondre aux périodes de pointe que connaissaient chacune de ces provinces. Cet été, elles ont annoncé qu'elles accroîtraient cet échange. C'est l'exemple d'une entente politique qui implique des infrastructures et qui établit ce genre de coopération.

    Pouvez-vous aussi nous parler un peu plus des possibilités qui s'offrent avec les États-Unis? De toute évidence, nous sommes un exportateur net d'électricité aux États-Unis, et les exportations augmentent depuis quelques années. Quelles sont les autres possibilités qui s'offrent aux provinces pour augmenter ces ventes aux États-Unis? Est-ce que l'ALENA est un facteur? Sans parler des négociations actuelles, historiquement, est-ce que l'ALENA a contribué à soutenir ce commerce nord-sud?

    Je serais ravi de répondre à cela.

    L'ALENA dans sa forme actuelle n'a pas entravé le commerce de l'électricité et l'a même facilité. Comme produit de consommation, l'électricité ne fait pas l'objet de droits de douane, ce qui nous a certainement facilité le maintien du commerce avec les États-Unis.

    Sur le plan des possibilités, en ce moment, six lignes de transport différentes sont proposées au pays pour augmenter notre interconnexion avec les États-Unis et faciliter les exportations. Des décisions clés ont aussi été prises aux États-Unis, y compris dans le Nord-Est américain, afin de compter l'hydroélectricité canadienne comme étant un facteur contribuant à leurs normes en matière d'énergies renouvelables. C'est fondamental, car cela leur permet de compter l'énergie propre du Canada comme source contribuant à l'atteinte de leurs propres objectifs de réduction des émissions. Des services publics comme Hydro-Québec et Emera répondent à des demandes de soumissions en Nouvelle-Angleterre et ailleurs, dans le but de saisir plus d'occasions.

    Ce sont manifestement des demandes de soumissions hautement concurrentielles, mais je pense que le Canada est très fort, particulièrement parce que nous pouvons garantir la capacité ferme de l'hydroélectricité, entre autres, pour qu'elle soit conjuguée aux autres ressources variables que les États pourraient vouloir exploiter localement. Stabiliser ce produit leur permet de se doter d'une plus forte proportion de sources d'énergie variables, alors qu'ils ne pourraient le faire autrement. Nous voyons cela dans l'interaction entre le Manitoba et le Midwest aussi.

    Le coût de l'énergie influe beaucoup sur la compétitivité de nos entreprises. C'est donc vraiment important pour l'économie canadienne.

     Comment le coût de l'électricité au Canada se compare-t-il à celui qui a'applique dans d'autres marchés du G7?

    C'est une bonne question. Au Canada, le prix de l'électricité est relativement bas parce que nos ressources en électricité sont assez bien développées. Il s'agit pour la plupart d'énergie propre. Pour ce qui est du prix, on parle d'environ 7 ¢ le kilowattheure à Montréal, de 16 ¢ kilowattheure à l'Île-du-Prince-Édouard, mais de 30 ¢ kilowattheure à New York. Le prix en Allemagne ou ailleurs en Europe est encore plus élevé. Cela contribue de façon très significative à notre compétitivité. C'est pourquoi nous visons pour l'avenir un système qui sera le plus efficace possible, dont le coût sera peu élevé, mais qui fournira de l'énergie propre.

     Très bien.

    Dans le budget de 2016, des fonds ont été consacrés à l'énergie propre. Pouvez-vous nous dire quels résultats cet investissement a générés?

    Vous parlez de la somme de 2,5 millions de dollars, n'est-ce pas?

    Cet argent sert à soutenir le dialogue entre les provinces de l'Ouest et de l'Atlantique. Nous avons déjà embauché les consultants qui vont gérer ces études. Il s'agit des compagnies GE et Hatch. Ces gens sont en train de finaliser les résultats. Nous avons discuté avec des représentants des provinces de l'utilité de concrétiser ces études et des données, notamment les données confidentielles qui ont été fournies pour réaliser cette analyse. Nous avons l'intention de publier ces résultats au début de 2018 dans deux rapports distincts.

    Vous n'aurez peut-être pas le temps de répondre à ma question, mais je vais vous demander de soumettre un rapport au Comité afin que nous ayons une vue d'ensemble de la déréglementation. Chaque province a son propre régime de réglementation, et la surveillance nationale est assurée par le RTE.

    Si vous pouviez nous transmettre les paramètres de l'interconnexion des provinces et la façon dont cela est lié au RTE à l'échelle nationale, cela nous aiderait.

    Oui, avec plaisir.

    Merci.

    Monsieur Shipley, vous avez la parole.

    Je vous remercie de votre présence ici aujourd'hui.

    Je trouve intéressante la première page de votre document, sur le cadre pancanadien. Je ne vois pas de définition de source à faibles émissions, d'énergie propre... on parle ensuite d'augmenter le nombre de sources non émettrices, à titre d'objectif. Cela me semble bon sur le plan politique, puisqu'on n'a pas à atteindre d'objectif précis. Cela permet une certaine souplesse.

    En fait, je ne sais pas comment on peut trouver des sources non émettrices. L'énergie éolienne ne peut pas être une source non émettrice. Tout ce qui tourne émet quelque chose.

    Je crois que nous utilisons des mots pour tenter de convaincre la population que nous faisons quelque chose d'extraordinaire. Je ne connais pas la définition, mais je crois que vous devriez songer à faire un ménage là-dedans pour expliquer clairement ce que cela signifie sur le plan de la production.

    On a fait valoir que nous étions un exportateur net d'électricité vers les États-Unis. Je viens de l'Ontario. J'aimerais comprendre — si vous pouviez m'aider — quel est le rapport entre les coûts et les revenus associés à l'exportation de l'Ontario vers les États-Unis. Si vous ne pouvez pas me répondre aujourd'hui, j'aimerais que vous nous transmettiez l'information ultérieurement parce que nous savons tous deux qu'en vertu des politiques actuelles, nous donnons parfois notre électricité. Aidez-moi à comprendre, donc, la politique de production d'électricité.

    Dans ma région, dans une partie de l'Ontario, nous produisons beaucoup d'énergie verte conformément à la Loi sur l'énergie verte.

    Comment pouvons-nous compléter la production d'électricité éolienne et solaire lorsqu'en hiver, nous n'avons que 10 heures d'ensoleillement et que les vents sont intermittents? Devons-nous compenser avec le gaz naturel ou le charbon, que nous n'avons pas? Nous n'avons pas... depuis 30 ans en Ontario.

    Pourriez-vous me présenter une analyse des coûts, qui présente la production de recettes par rapport au coût de l'électricité en Ontario, que nous envoyons aux États-Unis à titre d'exportateur net?

    Je vais d'abord répondre à la question sur les sources non émettrices. Nous parlons ici des émissions de gaz à effet de serre, qui émanent de la production d'énergie une fois les installations construites. Cette définition est associée aux centrales nucléaires, aux centrales hydroélectriques, aux éoliennes et aux panneaux solaires. Ce sont toutes des sources non émettrices à l'étape de la production de l'électricité, du point de vue du cycle de vie. Il se peut qu'il y ait des émissions de gaz à effet de serre associés à la production et à la fabrication.

    En ce qui a trait à l'Ontario, je vous recommande de parler à OPG directement au sujet de ce rapport et de la façon de le calculer, mais je peux vous présenter un cadre sur la façon d'étudier la question.

    Oui, je peux le faire, et je l'ai fait.

    Je parlais d'une politique... Il s'agit du directeur général de la Direction de la politique énergétique, donc c'est de cela qu'on parle sur le plan des politiques. Elles ont une incidence sur tout le Canada. Nous parlons de l'énergie verte que nous pouvons produire.

    Je n'ai absolument rien contre l'énergie verte, mais je parle de ce que vous avez dit dans votre exposé, d'une économie moderne à croissance propre. Il manque un point, et c'est la durabilité. Ce qui me préoccupe, c'est qu'il y a une raffinerie de gaz dans ma région. Nous avions une centrale au charbon, qui a été transformée en raffinerie de gaz, qui est maintenant inactive. De l'autre côté de la rivière, il y a deux centrales au charbon. Certaines entreprises de ma région traversent la rivière parce qu'on ne parle pas de durabilité ni d'une économie prospère.

    En Ontario, on impose une taxe sur le carbone. Vous avez dit que le gaz naturel sera probablement éliminé progressivement parce qu'il coûtera plus cher à cause de la tarification du carbone. Est-ce qu'il s'agit d'une source à faibles émissions ou d'une source propre?

    Il ne vous reste qu'environ 20 secondes pour répondre à la question.

    Je vais essayer. Les provinces choisissent le mode de production, de transmission et de distribution de l'électricité; il faut donc discuter de nombre de ces choix — y compris ceux faits par l'Ontario — avec les provinces. Toutefois, le gouvernement fédéral travaille activement avec les provinces pour faciliter les investissements dans les nouvelles infrastructures. On investit donc 21,9 milliards de dollars dans ce secteur, ce qui réduira le fardeau pour les contribuables.

    Je crois que c'est essentiel. Si le lien entre les systèmes comme celui de l'Ontario et ceux de nos voisins à l'est, à l'ouest et au sud est fort, nous pourrons garantir le meilleur prix possible pour les électrons produits. C'est la meilleure façon de réaliser les rentes économiques souhaitées pour l'énergie produite.

    Merci.

    J'ai oublié de vous dire que nous en étions à une série de questions de cinq minutes. C'est donc à votre tour de prendre la parole, madame Ng. Allez-y.

    Je vous remercie de votre présence; votre exposé était très instructif.

    J'aimerais reprendre là où il s'arrête, et vous pourrez peut-être nous aider à comprendre comment les interconnexions stratégiques permettront de réduire les gaz à effet de serre dans le secteur de l'électricité. Bien que nous parlions de l'Ontario, il serait intéressant de comprendre comment ces interconnexions stratégiques peuvent nous aider à réduire les gaz à effet de serre à l'échelle internationale.

    Voilà comment nous voyons les choses: les nouvelles interconnexions d'électricité réduisent les émissions de gaz à effet de serre en permettant le transfert de l'électricité non émettrice vers les administrations qui autrement produiraient de l'électricité à partir des combustibles fossiles, le charbon étant le principal exemple.

    Les interconnexions d'électricité permettront d'accroître l'utilisation des ressources hydroélectriques existantes. Certaines provinces riches en hydroélectricité ont des surplus; ainsi, la transmission permettra aux administrations voisines qui ont recours aux ressources fossiles d'utiliser ces surplus. La communication accrue entre les régions pourrait aussi permettre d'équilibrer la production d'énergie renouvelable variable, comme je l'ai dit précédemment, en élargissant la portée géographique du bouquet énergétique.

    En ce qui a trait à la réduction des émissions de GES par l'entremise des projets d'interconnexion, tout dépend de la taille des projets, de la quantité d'électricité transmise, du caractère émetteur ou non et du type de centrale à combustible fossile que l'on remplace. Pour vous donner un exemple concret, pour une ligne de 500 mégawatts utilisée pour transporter l'électricité non émettrice de la Colombie-Britannique vers l'Alberta, on s'attend à une réduction des émissions de GES d'une ou deux mégatonnes, selon le taux d'utilisation de la ligne et selon ce qu'on remplace. Par exemple, la réduction sera accrue si l'électricité non émettrice vise à remplacer le charbon, qui émet plus de gaz à effet de serre, et sera moins importante si l'on remplace le gaz naturel, qui produit des gaz à effet de serre de moindre intensité.

    Vous en avez peut-être déjà parlé, mais pouvez-vous nous dire où vous prévoyez établir ces interconnexions stratégiques? Avez-vous déjà entrepris le travail à cet égard?

    Oui, absolument.

    Il s'agit d'une importante partie de l'étude. J'en ai parlé un peu à la dernière diapositive de l'annexe de ma présentation. L'interconnexion se ferait surtout entre la Colombie-Britannique et l'Alberta. Il y a deux endroits où elle y serait possible. Dans certains cas, on vise uniquement à accroître la capacité existante. Il se peut que la ligne soit déjà en place, mais qu'elle n'ait pas la capacité de soutenir les objectifs en matière d'exportation. On pense aussi à l'interconnexion entre le Manitoba et la Saskatchewan. Le Manitoba est une province riche en hydroélectricité tandis qu'à l'heure actuelle, la Saskatchewan dépend du charbon dans une certaine mesure et souhaite effectuer une transition vers les énergies renouvelables.

    Les provinces atlantiques sont aussi intéressantes parce qu'elles sont assez proches les unes des autres de façon générale. Les interconnexions se font déjà, mais pour certaines régions, le renforcement des connexions ou l'ajout de nouvelles petites connexions permettraient d'établir une grille de planification et d'équilibrage des ressources en électricité pour l'ensemble de la région. Il y a des exemples précis à cet égard également. Nous étudions ces lignes présentement. Lorsque nous publierons nos rapports en 2018, vous pourrez voir le coût par tonne des gaz à effet de serre pour chacune de ces options. Cela nous permettra — nous l'espérons — de passer à la prochaine étape, soit le dialogue sur les politiques et le dialogue politique nécessaires à l'avancement de ces projets.

    À votre avis, que peut faire le gouvernement pour faciliter l'interconnexion?

    Jusqu'à maintenant, nous avons appuyé la tenue de ces dialogues et le travail d'analyse pour jeter les bases de ce processus décisionnel. Je crois que le gouvernement fédéral reconnaît que les décisions reviennent aux provinces et aux territoires. La stratégie canadienne de l'énergie du Conseil de la fédération énonce cela clairement, ce que nous respectons tout à fait. Nous pouvons offrir un espace de discussion continue et aussi permettre aux provinces d'utiliser les ressources fédérales disponibles afin qu'elles puissent gérer leurs priorités, notamment par l'entremise du financement des infrastructures, dans le but de réaliser les grands projets dans l'intérêt de la population.

    Nous allons devoir nous arrêter là.

    Merci beaucoup, messieurs, de vous être joints à nous aujourd'hui pour entamer cette étude. Votre contribution nous est très précieuse.

    Nous allons suspendre la séance quelques minutes afin de nous préparer à recevoir le prochain groupe de témoins.

    Nous reprenons les travaux. Nous recevons deux témoins pour la deuxième heure de notre réunion. D'abord, nous recevons le directeur du secteur de l'énergie en gros et de l'exploitation de Manitoba Hydro, David Cormie, par téléconférence.

    Nous recevons également Mark Sidebottom, directeur des exploitations de la direction des services publics de Nova Scotia Power Inc. Nous vous remercions de vous joindre à nous aujourd'hui.

    Monsieur Sidebottom, comme vous êtes ici en personne, voulez-vous commencer?

    Je vous remercie, monsieur le président et mesdames et messieurs les membres du Comité, de m'avoir invité.

    Nova Scotia Power est une filiale d'Emera, qui est la 16^e plus grande installation de l'Amérique du Nord; les deux sociétés ont leur siège social à Halifax. Nova Scotia Power sert environ 500 000 clients et possède et entretient plus de 25 000 kilomètres de lignes de transmission et de distribution en Nouvelle-Écosse. Notre objectif est d'offrir une énergie propre, abordable et constante à nos clients, mais nous sommes confrontés à certains défis.

    La Nouvelle-Écosse n'a pas accès aux grandes installations hydrauliques. L'approvisionnement en gaz naturel est limité et l'alimentation extracôtière locale en gaz naturel ne cesse de diminuer. Contrairement à d'autres provinces comme l'Ontario et l'Alberta, le recours au gaz naturel pour faire la transition vers l'énergie à faibles émissions de carbone ne représente pas une option abordable pour nous.

    Au cours des 10 dernières années, les Néo-écossais ont investi plus de 5 milliards de dollars dans la production d'électricité éolienne et renouvelable. Nova Scotia Power a triplé la production d'énergie renouvelable, qui est passée de 9 % en 2007 à 28 % en 2016. Nous avons réduit les émissions de gaz à effet de serre de 34 % depuis 2005 et avons déjà atteint l'objectif national à cet égard. Nous prévoyons doubler ces réductions d'ici 2030 et ainsi atteindre une réduction de 58 % dans le secteur de l'électricité.

    Nous avons également réduit d'un tiers la quantité de charbon que nous utilisons pour la production d'électricité, ce qui représente une réduction de trois centrales au charbon ou l'élimination des émissions de trois centrales. Toutefois, nous n'avons pas pu fermer ces centrales parce que nous avons besoin de leur capacité afin d'assurer la fiabilité du service. La transition vers l'électricité propre ne se limite pas à remplacer une source d'énergie — comme le charbon — par une autre — comme l'énergie éolienne ou solaire — parce que notre électricité renouvelable est intermittente. Il nous faut des sources fiables d'énergie propre qui pourront rapidement compenser s'il n'y a pas de vent ou de soleil. Nos clients ne consomment pas l'énergie de façon intermittente. Nous devons trouver une solution qui corresponde à leur style de vie en leur offrant un bouquet énergétique complet en tout temps.

    Nous devons miser sur de solides interconnexions électriques avec nos voisins pour assurer notre avenir énergétique. Si la Nouvelle-Écosse a accès à une énergie propre, elle pourra combler les déficits en matière d'énergie renouvelable et aussi peut-être partager avec ses voisins les nouvelles infrastructures d'énergie propre qui y ont été construites.

    Notre vision de l'électrification de notre économie et du renforcement des interconnexions s'harmonise parfaitement à nos plans d'action nationaux et régionaux en matière de climat. Nous avons notamment l'occasion d'établir de nouvelles connexions pour la transmission transfrontalière, d'ajouter des énergies renouvelables au réseau électrique nord-américain et de promouvoir le transport propre et efficace de l'électricité.

    Au Canada atlantique, ces nouvelles interconnexions plus robustes permettront de tirer profit des grandes installations hydroélectriques du Québec et de Terre-Neuve-et-Labrador, ce qui assurera la durabilité énergétique à long terme de l'Est du Canada et contribuera à la stabilité du prix de l'électricité pour les consommateurs canadiens et américains, et entraînera une réduction des émissions de carbone.

    Emera et Nova Scotia Power reconnaissent la valeur des interconnexions électriques stratégiques et de la collaboration régionale. Nous avons investi pour accroître l'expertise dans ce domaine. Nous avons assuré la connexion entre la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick, entre le Nouveau-Brunswick et le Maine et maintenant entre Terre-Neuve-et-Labrador et le reste de l'Amérique du Nord, pour la première fois de l'histoire.

    Emeray Energy assure une présence commerciale active dans l'Est du Canada et la Nouvelle-Angleterre, et Nova Scotia Power travaille activement avec Énergie Nouveau-Brunswick à la répartition de la production d'électricité à l'échelle régionale pour réaliser des gains d'efficacité.

    Récemment, Emera a proposé de mettre en place un lien de transmission sous-marin de 500 à 600 kilomètres pour transporter l'énergie propre du Canada atlantique jusqu'au Massachusetts, que l'on appelle le lien atlantique, en collaboration avec Énergie Nouveau-Brunswick et des producteurs d'électricité indépendants.

    Il faut du temps pour construire des infrastructures et les coûts sont importants. La durée de vie des infrastructures s'étend sur plusieurs décennies et elles devraient être entretenues dans une perspective à long terme et être utilisées pour toute la durée de leur cycle de vie afin d'optimiser le rendement de l'investissement pour les consommateurs.

    Pour aider les promoteurs, il faut une vision claire quant à l'objectif ultime et un certain degré de certitude qu'il existe un engagement à l'atteindre. Tout mécanisme, qu'il s'agisse de mécanismes législatifs, réglementaires ou de financement, peut contribuer à la faisabilité d'importants projets d'interconnexion des réseaux d'électricité.

    La planification à l'échelle régionale, que ce soit pour les infrastructures de transport d'énergie ou même pour la réduction des émissions, représente une occasion de réduire ou d'éliminer les tarifs de transport interrégionaux. Les tarifs créent des obstacles commerciaux qui nuisent à la commercialisation des énergies propres.

    Nous voyons un énorme potentiel au Canada atlantique et dans les provinces et les États voisins. Nous considérons que notre vision et nos efforts concordent avec les priorités du gouvernement et que cela représente une occasion à saisir.

    Nous convenons que la réduction des émissions de carbone par le secteur de l'électricité est une priorité. Nous voyons une convergence, dans les relations canado-américaines, sur la nécessité de trouver des solutions régionales et des possibilités d'exportation qui entraînent une réduction des émissions de carbone, tant sur le plan de la production d'énergies propres que dans celui des infrastructures de transmission d'énergie, de façon à ce que ces énergies propres soient accessibles dans les régions qui en ont besoin. Quant à l'avenir, nous considérons que les sources d'énergie à zéro émission de carbone offrent au Canada atlantique la possibilité d'atteindre l'autonomie énergétique à l'échelle régionale.

    Notre stratégie est simple. Nous voulons étendre l'application des modes de production d'électricité plus propre, notamment pour accroître la production d'énergie renouvelable, améliorer l'interconnexion des lignes de transport régional et favoriser l'électrification du chauffage domestique et des transports. Cela permettrait une réduction permanente et générale des émissions dans l'ensemble de l'économie, la collaboration et le partage des ressources à l'échelle régionale, notamment pour la production d'énergie propre et les infrastructures de transmission d'énergie, ainsi que la création de nouveaux emplois dans le secteur des énergies propres.

    Merci.

    Merci beaucoup.

    La parole est à vous, monsieur Cormie.

    Monsieur le président, membres du Comité, bonjour.

    Je suis heureux de comparaître devant vous aujourd'hui; je témoigne par vidéoconférence depuis mon bureau de Winnipeg. Je vous suis reconnaissant de me donner l'occasion de présenter mes observations dans le cadre de votre étude sur l'importance des interconnexions électriques.

    Mes compétences dans ce domaine sont les suivantes: je suis ingénieur professionnel agréé au Manitoba et j'occupe le poste de directeur, secteur de l'énergie en gros et exploitation, chez Manitoba Hydro, poste que j'occupe depuis 17 ans. Je participe à l'exploitation du réseau hydroélectrique du Manitoba depuis 38 ans.

    Mes principales responsabilités chez Manitoba Hydro comprennent la direction des activités de la société dans les marchés d'électricité en gros, ce qui englobe le marketing, les ventes et les activités de formation à l'extérieur du Manitoba, tant au Canada qu'aux États-Unis. Je participe aux programmes d'approvisionnement en énergie éolienne de Manitoba Hydro, pour les contrats au Manitoba, ainsi qu'à la gestion quotidienne de nos activités d'approvisionnement en électricité, notamment la production et la planification de la régulation du réseau de cours d'eau et de réservoirs de Manitoba Hydro servant à la production d'hydroélectricité.

    J'ai participé, à titre de témoin expert, à de nombreuses audiences en matière de tarification, d'environnement et de réglementation au Manitoba, sur des questions qui relèvent de ma responsabilité.

    En ce qui concerne les plans de transport d'énergie et de développement de Manitoba Hydro, je suis notamment responsable des accords commerciaux liés à notre nouvelle interconnexion de 500 000 volts vers les États-Unis et à la nouvelle interconnexion de 230 kV proposée entre le Manitoba et la Saskatchewan.

    Je participe en outre aux discussions avec SaskPower sur l'exportation des surplus d'hydroélectricité et je surveiller les activités de Manitoba Hydro liées à l'Initiative de collaboration régionale et d'infrastructure stratégique de l'électricité de RNCan.

    Étant donné leur nature, les grandes sociétés publiques d'hydroélectricité du pays, comme Manitoba Hydro, ont la capacité de générer de l'électricité en quantité supérieure à la demande de leur propre clientèle, ce qu'elles font d'ailleurs régulièrement. La quantité excédentaire varie en fonction de l'approvisionnement en eau et de la capacité de stockage des réservoirs. Dans les années de fortes précipitations, les surplus d'hydroélectricité peuvent être très importants, tandis que dans les années de sécheresse, il est possible qu'il n'y ait aucun surplus et qu'on doive faire appel à d'autres sources de production d'électricité pour satisfaire à la demande en énergie.

    Ces dernières années, au Manitoba, notre surplus s'est élevé à environ 30 % de notre production, soit environ 10 à 11 milliards de kilowattheures. Manitoba Hydro a pu mettre en valeur ce surplus en vendant son électricité sur les marchés de l'électricité de gros au Canada et aux États-Unis. Les revenus provenant des ventes à l'extérieur de la province réduisent les coûts de l'approvisionnement en électricité pour les Manitobains. C'est la principale raison pour laquelle les tarifs d'électricité de Manitoba Hydro sont parmi les plus faibles en Amérique du Nord.

    Toutefois, aucun de ces avantages économiques, parmi d'autres, comme la fiabilité accrue du réseau électrique et la sécurité énergétique, ne serait possible sans les interconnexions construites par Manitoba Hydro et ses voisins au cours des 50 dernières années. Ces interconnexions nous relient avec ses autres services publics et aux marchés de l'électricité de gros de l'Amérique du Nord.

    Cela dit, j'aimerais vous présenter aujourd'hui quelques observations sur les sujets suivants: l'autonomie en électricité des régions; la distribution d'électricité à faible intensité d'émissions de carbone; les possibilités d'harmonisation avec la Stratégie canadienne de l'énergie; le commerce et les relations canado-américaines dans le domaine de l'énergie; les répercussions sur l'emploi et l'économie.

    Parlons d'abord de l'autonomie en électricité des régions. Jusqu'à maintenant, au Canada, la planification en matière de production et de transport d'électricité ainsi que les activités de développement ont été intimement liées aux frontières provinciales en raison des obstacles géographiques et politiques. Les provinces qui ont un important service public d'électricité, comme Manitoba Hydro, BC Hydro, Hydro-Québec et, autrefois, Ontario Hydro. Ces services publics, qui ont habituellement d'importants surplus d'énergie hydroélectrique à vendre, ont optimisé le développement de leur réseau respectif en investissant dans d'importantes interconnexions vers les États-Unis. Il n'était pas économiquement viable de créer un réseau de transport d'énergie est-ouest à une échelle comparable dans l'Ouest canadien en raison des coûts et de la taille réduite du marché.

    Divers projets d'interconnexion ont été étudiés — notamment pour relier Calgary à Winnipeg ou encore Winnipeg à Sudbury —, mais n'ont pas été mis en oeuvre. À ce jour, des solutions de rechange moins coûteux ont été trouvées. Cela ne signifie pas qu'aucune ligne de transmission n'a été construite. Toutefois, les interconnexions actuelles entre les provinces des Prairies sont pour la plupart de taille modeste comparativement à la capacité nord-sud que nous avons mise en place avec les États-Unis. Les avantages que pourraient retirer les services publics d'importants projets d'interconnexion est-ouest n'ont tout simplement pas été suffisants, jusqu'à maintenant, pour justifier les investissements considérables nécessaires à la construction de lignes de transmission sur de longues distances.

    Habituellement, le portefeuille de production des services publics canadiens est axé sur l'exploitation d'une source d'énergie principale et peu coûteuse. La province de l'Ontario est l'exception, car elle a un portefeuille diversifié qui comprend l'énergie hydroélectrique, le nucléaire, l'énergie éolienne, le gaz naturel et, auparavant, le charbon. Au Manitoba, en Colombie-Britannique et au Québec, la source d'approvisionnement dominante demeure l'hydroélectricité. L'Alberta, la Saskatchewan et les Maritimes misent depuis longtemps sur le charbon, qui est peu coûteux.

    Le temps est un obstacle à la coordination des activités de mise en valeur des ressources entre les diverses administrations, car la coopération pour les investissements dans les grandes infrastructures comme les interconnexions de transport requiert une planification et un engagement à long terme, sur plusieurs décennies. Ces engagements de longue durée vont au-delà de la durée de vie de la plupart des gouvernements provinciaux et, possiblement, de leurs priorités stratégiques. Par conséquent, les portefeuilles de production d'électricité ne sont pas assez diversifiés, sauf en Ontario, ce qui les rend vulnérables aux changements économiques et politiques, à la fluctuation des cours des produits de base et de la quantité de carburant disponible, et aux risques associés à l'évolution des technologies et aux changements climatiques.

    La transition vers une économie à faibles émissions de carbone et aux énergies renouvelables comporte des défis supplémentaires pour les administrations qui utilisaient traditionnellement des combustibles à base de carbone. La source d'énergie renouvelable émergente la plus courante, l'énergie éolienne, est intermittente et variable, tandis que les clients ont besoin d'un approvisionnement continu et fiable en électricité. Par conséquent, l'utilisation généralisée des technologies éolienne et solaire n'est possible qu'avec l'appui de ressources mobilisables comme les turbines hydroélectriques, les turbines au gaz naturel ou la technologie des piles, qui permettent un ajustement rapide de l'alimentation en électricité pour assurer un équilibre constant de l'offre et de la demande.

    Les enjeux qui se posent dans l'Ouest canadien sont les suivants. Premièrement, les provinces comme la Saskatchewan et l'Alberta, qui doivent transformer leurs réseaux de production d'électricité, ont-elles la possibilité de collaborer avec leurs voisins riches en hydroélectricité? Deuxièmement, quels sont les avantages des interconnexions améliorées et élargies, en particulier une interconnexion renforcée entre le Manitoba et la Saskatchewan, ou encore entre la Colombie-Britannique et l'Alberta? Quelle est l'importance d'une interconnexion renforcée et complète dans tout l'Ouest canadien? Ces interconnexions pourraient-elles contribuer à l'atteinte de l'objectif canadien relativement la transition vers une économie à faibles émissions de carbone, et ce, à faible coût?

    Pour répondre à ces questions, RNCan a lancé l'Initiative de collaboration régionale en matière d'électricité d'infrastructure stratégique, en collaboration avec les services publics de l'Ouest et les exploitants.

    Parlons d'abord de la distribution d'électricité à faible intensité d'émissions de carbone. Les provinces de l'Ouest canadien n'ont pas toutes les mêmes possibilités en ce qui concerne les ressources renouvelables à faibles émissions de carbone. L'Alberta a de bonnes ressources éoliennes, mais c'est aussi le cas dans d'autres provinces de l'Ouest. La Saskatchewan a, comme les autres provinces des Prairies, de bonnes ressources solaires. Le potentiel hydroélectrique de l'ensemble des provinces de l'Ouest est sous-développé. Par conséquent, toutes ces provinces ont la possibilité de développer des sources d'électricité à faibles émissions de carbone à l'échelle locale. Notons toutefois que les coûts, la variabilité, la flexibilité et le potentiel de stockage d'énergie des ressources possibles peuvent varier considérablement. Le développement de nouvelles sources d'électricité à faibles émissions de carbone à moindre coût nécessitera une capacité d'interconnexion accrue si on veut optimiser les avantages associés à chacune des sources d'énergie potentielles.

    Quant aux possibilités d'harmonisation avec la Stratégie canadienne de l'énergie, précisons que la stratégie présente une vue globale des activités de production, de transport et d'utilisation d'énergie au Canada et à l'échelle internationale. Une augmentation considérable de la capacité d'interconnexion dans l'Ouest canadien concorde avec plusieurs priorités énoncées dans la stratégie, comme l'amélioration des interconnexions de transport d'électricité, la connectivité accrue et l'élimination des contraintes liées au transport. La mise en place de nouvelles interconnexions de grande capacité faciliterait le développement de nouvelles technologies d'énergies renouvelables, ce qui contribuerait à l'atteinte d'un autre objectif de la stratégie, soit la transition vers une nouvelle économie à faibles émissions de carbone.

    Passons maintenant au commerce et aux relations canado-américaines dans le domaine de l'énergie. Comme je l'ai indiqué au début, Manitoba Hydro exporte depuis longtemps ses surplus d'électricité aux États-Unis. Ces exportations se font par l'intermédiaire d'une importante interconnexion qui a été progressivement élargie au cours des 50 dernières années à mesure que le Manitoba développait son potentiel hydroélectrique. Pour vous donner une idée de la taille de l'importance de cette interconnexion, mentionnons que nous avons la capacité d'exporter près de 50 % de notre production hydroélectrique aux États-Unis. À titre comparatif, seulement 5 % de notre production peut être exportée vers l'est ou vers l'ouest.

    Étant donné l'importance que revêt le marché américain pour Manitoba Hydro, tant sur le plan des exportations que des importations, Manitoba Hydro agit à titre de membre coordinateur d'une importante société d'exploitation appelée Midcontinent independent system operator, ou MISO, une société de transport d'électricité régionale et un exploitant du marché dont le rôle est d'assurer l'exploitation d'une grande partie du réseau électrique nord-américain de manière économique. Le réseau s'étend de la baie d'Hudson, au nord, jusqu'au golfe du Mexique, et traverse 15 États et le Manitoba. L'accès au marché de l'électricité géré par MISO aux États-Unis est important pour Manitoba Hydro. Il s'agit d'un marché actif, de grande valeur, évolué et ouvert. Manitoba Hydro procède actuellement à l'augmentation de sa capacité d'interconnexion avec MISO, en collaboration avec Minnesota Power, dans l'État voisin.

    La capacité d'interconnexion entre le Manitoba et les États-Unis augmentera de 50 % pour les exportations, soit de 2 000 MW à environ 3 000 MW, et de 100 % pour les importations, ce qui représente une augmentation de 700 MW à 1 400 MW. Ce projet est mené en parallèle aux projets de développement des nouvelles ressources hydroélectriques que nous construisons dans le nord du Manitoba.

    L'expansion de l'interconnexion n'a pas encore reçu l'approbation réglementaire au Canada, mais le plan prévoit la mise en service de la deuxième interconnexion de 500 000 volts en 2020. Ce sera l'un des projets de transport d'électricité les plus importants à la frontière canado-américaine, du Québec à la Colombie-Britannique.

    Manitoba Hydro n'est qu'un des services publics canadiens à jouer un rôle important dans l'approvisionnement en électricité des États-Unis. En 2014, la part des producteurs d'électricité canadiens a représenté 12 % des ventes au détail d'électricité au Minnesota et au Dakota du Nord, et 12 à 16 % des ventes d'électricité dans les États de New York et de la Nouvelle-Angleterre. Au total, 30 États achètent de l'électricité au Canada. Le Michigan, la Californie, l'Oregon, l'État de Washington, le Montana et le Vermont sont les plus importants clients.

    Initialement, le commerce de l'électricité avec les États-Unis s'est développé principalement dans un axe nord-sud et sur une base saisonnière. Ces dernières années, toutefois, Manitoba Hydro a accru son offre de services sur les marchés de l'électricité américains. Aujourd'hui, lorsque les États du Midwest américain sont aux prises avec une hausse ou une baisse soudaine de l'approvisionnement en électricité en raison des variations du réseau d'énergie éolienne, nous pouvons rétablir l'équilibre du réseau pour compenser ces variations par l'intermédiaire des réservoirs de stockage du Manitoba, soit pour alimenter le réseau ou récupérer les quantités excédentaires. Tout cela se fait automatiquement, selon la tarification et l'offre en énergie de Manitoba Hydro sur le marché de MISO.

    Une étude majeure réalisée par MISO en 2013 portait sur la valeur de notre projet d'interconnexion de 500 000 volts vers les États-Unis et sur la valeur ajoutée que pourraient représenter de nouvelles installations hydroélectriques au Manitoba pour la région relevant de MISO. L'étude a démontré qu'en plus de contribuer à l'atténuation des fluctuations du réseau d'énergie éolienne dans les États nordiques du Midwest américain, ces installations auraient pour effet de réduire l'utilisation des centrales à coûts élevés ainsi que la consommation de carburant. Cela entraînerait une réduction des émissions et des économies sur les coûts de production d'une valeur estimée à près d'un demi-milliard de dollars par année sur l'empreinte de MISO pour 2027, l'année visée par l'étude.

    L'approche des États-Unis est d'encourager fortement la planification du transport d'électricité à l'échelle régionale, conformément aux objectifs de la politique gouvernementale. Cette approche vient renforcer la nécessité de résoudre les problèmes de répartition des coûts et d'éliminer les obstacles au développement de réseaux de transport avantageux à l'échelle régionale.

    Bien que cette approche ne soit pas applicable au Canada, un appui ciblé du gouvernement fédéral visant à faciliter le développement d'interconnexions élargies serait une approche purement canadienne adéquate qui cadrerait bien avec la planification optimale du transport entre diverses administrations et les objectifs de la politique publique.

    Monsieur Cormie, permettez-moi de vous interrompre. Je vous demanderais de conclure en 30 secondes, si possible.

    D'accord.

    Le territoire servi par MISO demeurera un marché prioritaire pour Manitoba Hydro. Toutefois, une capacité d'interconnexion accrue entre les provinces de l'Ouest canadien, en particulier entre le Manitoba et la Saskatchewan, permettra de créer d'importantes synergies entre les réseaux éoliens et hydroélectriques. Le Canada tirera parti des avantages que cela représente, avantages qui auront autant d'importance pour la Saskatchewan qu'ils en ont pour MISO.

    Dans l'état actuel des choses — une capacité d'interconnexion limitée entre le Manitoba et la Saskatchewan —, la plupart des avantages découlant de ces synergies et de la réduction des émissions de GES continueront de traverser la frontière entre le Manitoba et le Minnesota.

    Manitoba Hydro estime qu'une capacité d'interconnexion considérablement accrue entre le Manitoba et la Saskatchewan est essentielle à une intégration des activités aussi importante que celle qui existe entre Manitoba Hydro et MISO et à la réduction optimale des émissions en Saskatchewan. Une capacité d'interconnexion améliorée entre les deux provinces nous permettrait également de faire bénéficier la Saskatchewan des autres avantages de la fiabilité du marché dont nous profitons à titre de membre actif de MISO.

    Merci. C'est là-dessus que se termine mon exposé.

    Merci beaucoup.

    Monsieur Harvey, c'est à vous de commencer.

    Merci, Mark, d'être des nôtres aujourd'hui. Merci à tous les deux de votre contribution.

    Comme je viens du Nouveau-Brunswick, je suis bien conscient de la situation particulière dans laquelle vous vous retrouvez en Nouvelle-Écosse. Dans ma province, nous avons parlé abondamment au cours des dernières années des réseaux électriques intelligents et de la manière dont cette nouvelle technologie allait changer la donne en faisant en sorte que le Nouveau-Brunswick devienne avec le temps un gestionnaire d'énergie, plutôt qu'un producteur d'abord et avant tout.

    Plus votre réseau évolue, moins vous dépendez des sources naturelles d'énergie traditionnellement utilisées. Si l'on en arrive à pouvoir utiliser les surplus énergétiques produits par nos propres résidences et nos propres véhicules, on peut parler d'une évolution capable de nous mener loin.

    Comme les provinces de l'Atlantique sont très rapprochées, non seulement du point de vue géographique mais aussi sur le plan politique, comment croyez-vous qu'elles pourraient agir toutes les quatre de façon proactive en misant sur la consolidation de ces interconnexions pour en arriver à une solution viable pour chacune d'elles dans notre recherche de synergies pouvant nous permettre d'exporter vers les États-Unis?

    Je vais vous répondre en deux volets. Disons d'abord que je crois effectivement que notre avenir doit passer par ces réseaux intelligents. C'est comme dans bien d'autres domaines. Nous aurons besoin de toute une gamme de solutions pour atteindre nos objectifs et il ne fait aucun doute que les réseaux intelligents en font partie.

    Il y a quelques initiatives à souligner à cet effet. Énergie Nouveau-Brunswick et Nova Scotia Power collaborent de près dans de nombreux dossiers dont celui du réseau électrique intelligent. Nous essayons actuellement de déterminer quel genre d'infrastructures il convient de mettre en place pour les deux provinces, et il va de soi que les interconnexions permettant le transport de l'énergie sous leur contrôle seront cruciales.

    Les études menées dans la région sont un autre élément de grande valeur — comme l'indiquaient les témoins qui m'ont précédé. Il est vraiment important que l'on procède à de tels travaux. En réalisant des études multiprovinciales à long terme, on peut vraiment commencer à se faire une meilleure idée des moyens les plus efficaces pour renforcer les liens entre les provinces. Une fois ces moyens ainsi recensés, on peut se demander quels modes de connexion nous offrent les meilleures garanties d'efficacité, en ce sens qu'ils vont bel et bien nous faciliter les choses, quelle que soit la tournure des événements. Je crois que c'est l'autre avantage de ces études.

    Elles revêtent une grande valeur stratégique et peuvent nous servir de guide pour l'avenir.

    Ma question s'adresse à nos deux témoins. Quel sera selon vous le principal défi que nous devrons relever pour parvenir à améliorer ces interconnexions en tenant compte des compétences relatives des instances en cause?

    Comme on l'a déjà fait valoir, il n'y a pas une autorité réglementaire unique. Il y en a dans les provinces comme à l'échelon fédéral.

    Lorsqu'il est question d'interconnexions, il faut déterminer leur valeur relative pour chacune des parties et la formule à utiliser pour le financement nécessaire. Je peux vous dire d'expérience que c'est l'élément le plus complexe de l'équation.

    Nous avons pu mener à bien le projet de lien maritime qui relie Terre-Neuve-et-Labrador à la Nouvelle-Écosse et au reste du réseau. C'est un effort complexe qui a fait intervenir plusieurs gouvernements au fil d'une période qui atteint maintenant neuf ans. L'un des principaux défis résidait donc dans la complexité de ces échanges au fil de l'évolution du projet.

    David, vous vouliez répondre également?

    Oui. C'est le financement qui est le plus gros défi dans le cas du Manitoba et de la Saskatchewan. L'énergie distribuée sur le réseau manitobain est déjà 100 % renouvelable. Nous avons déjà une capacité d'interconnexion très considérable et tout à fait adéquate avec les États-Unis. Un investissement d'un demi-milliard de dollars ou même d'un milliard de dollars dans de nouvelles lignes de transport d'électricité pour établir la connexion avec la Saskatchewan ne procurerait aucune valeur ajoutée à notre province.

    Le projet serait beaucoup plus viable pour la Saskatchewan si le gouvernement fédéral pouvait financer la portion manitobaine de ces lignes de transport. On peut en effet difficilement demander aux contribuables du Manitoba d'investir dans des infrastructures dont ils n'ont pas besoin pour aller par exemple dans le sens des grands objectifs stratégiques du Canada.

    La réduction des émissions canadiennes est bel et bien un objectif national. À l'heure actuelle, le Manitoba fournit de l'électricité propre qui bénéficie aux Américains en les aidant à atteindre leurs cibles. Cette électricité ne contribue pas à l'atteinte des cibles canadiennes, mais si on investissait dans les interconnexions entre le Manitoba et la Saskatchewan, cette électricité propre pourrait être détournée vers la Saskatchewan pour l'aider à atteindre ses cibles dans le secteur énergétique. C'est une question de financement.

    Lors d'une étude précédente, nous avons beaucoup discuté des petits réacteurs modulaires et des possibilités qu'ils offrent pour l'avenir. De telles solutions permettent la production d'énergie à petite échelle dans des emplacements stratégiques pour accroître la fiabilité des réseaux et alimenter adéquatement les interconnexions.

    Que pensez-vous non seulement de cette localisation stratégique d'une capacité de production à petite échelle, mais aussi peut-être des possibilités de partenariat avec le secteur privé pour des solutions comme la récupération de la vapeur aux fins de la production d'énergie propre à partir de sources déjà existantes?

    David, voulez-vous...?

    Il vous reste environ une minute pour vos deux réponses.

    D'accord. Je crois que je vais revenir à mon thème de prédilection. Selon moi, nous devons considérer les nombreux outils pouvant nous permettre de progresser en ce sens. Il importe d'assurer un niveau de coordination suffisant quelle que soit la manière dont le réseau est alimenté. Lorsque je dis que l'électricité doit être accessible en tout temps, la difficulté technique réside dans la synchronisation à assurer entre le moment où l'électricité est produite et celui où le consommateur en a besoin pour un usage ou un autre. C'est donc une piste de solution possible, mais la coordination est essentielle.

    Il me reste environ 30 secondes pour vous poser une dernière question en votre qualité de résidant de la Nouvelle-Écosse. Dans quelle mesure croyez-vous que l'énergie marémotrice en viendra à jouer un rôle important dans l'offre d'électricité de votre province?

    Je pense que cette forme d'énergie offre des possibilités bien concrètes. Encore là, il s'agit de consentir les investissements nécessaires pour bien cerner l'évolution des coûts au fil des ans. C'est très onéreux pour l'instant mais, comme c'est le cas pour différentes technologies du secteur de l'électricité, les prix sont à la baisse. Dès que les prix atteindront un seuil acceptable, nous pourrons exploiter cette ressource remarquable, mais il faudra tout de même parvenir à coordonner l'approvisionnement. Il y a deux marées par jour, mais les consommateurs ont besoin d'énergie toute la journée. Ce n'est qu'un élément de la solution, mais il est bien certain que nous souhaitons vivement l'exploiter.

    Merci beaucoup.

    Monsieur Falk.

    Merci, MM. Sidebottom et Cormie, pour les exposés que vous avez présentés aujourd'hui.

    Monsieur Cormie, je représente Provencher, une circonscription du sud-est du Manitoba, soit le coin de la province que traversera la ligne de transport d'électricité vers le Minnesota lorsque sa construction sera parachevée. Je reviens d'ailleurs à l'aménagement de Bipole III qui est presque terminé. Suivant le mandat confié par l'ancien gouvernement, vous étiez tenus de passer par la rive ouest du lac alors qu'il aurait été beaucoup plus économique de passer par sa rive est au début du projet. Pour ce faire, vous avez dû ériger de gros pylônes et empiéter sur certaines des terres agricoles les mieux préservées de la province. J'aimerais savoir quelles précautions sont prises par Manitoba Hydro pour éviter de commettre la même erreur avec la ligne de transmission vers le Minnesota.

    Je ne suis pas vraiment au fait du processus d'évaluation environnementale qui a permis de déterminer le parcours de cette ligne, mais je sais que l'étude menée à cette fin était fondée sur les valeurs des différentes collectivités touchées, et que ces valeurs ont été prises en compte pour en arriver à une solution équilibrée. Je peux seulement vous dire que les exigences locales ont été considérées lors de l'étude en question.

    Comme je n'ai pas vraiment de rôle à jouer dans le processus de sélection de l'itinéraire de la ligne de transmission, il m'est difficile de vous fournir de plus amples détails.

    D'accord, je comprends.

    Je tiens également à souligner que Manitoba Hydro a fait de son mieux dans ses relations avec les propriétaires fonciers compte tenu des contraintes découlant du mandat confié par le gouvernement précédent.

    Exception faite du financement, quelles sont les difficultés principales auxquelles vous vous heurtez lors de la mise en place d'interconnexions et de lignes de transmission?

    Comme il s'agit d'une ligne de transmission internationale, nous pouvons avoir à composer avec quatre processus réglementaires différents. Il y a celui de l'État du Minnesota. Il y a également le processus fédéral des États-Unis. Il faut par ailleurs s'adresser à la province du Manitoba pour obtenir un permis environnemental, et on a aussi besoin d'un permis délivré par l'Office national de l'énergie pour la construction de la ligne et l'exportation de l'électricité. Il y a donc quatre processus réglementaires auxquels il faut se conformer. Pas besoin de vous dire que tout cela est très coûteux et exige beaucoup de temps, sans compter le manque d'uniformité à bien des égards.

    À titre d'exemple, les États-Unis exigent trois emprises, soit trois itinéraires possibles pour la ligne de transmission. Au Manitoba, on n'est autorisé à ne demander qu'une seule emprise. Comme les trois lignes ne se rejoignent pas nécessairement, il devient difficile de concilier les exigences internationales pour l'établissement de l'itinéraire. Il faut beaucoup de temps pour parvenir à tirer les choses au clair.

    Je travaille au projet de ligne Manitoba-Minnesota depuis 2007, soit depuis 10 ans. Bien des choses peuvent changer en 10 ans, et nous avons besoin de promoteurs disposés à investir leur temps et leur argent ainsi qu'à engager leur avenir dans ce projet. Nous avons donc besoin de partenaires commerciaux solides et déterminés à persévérer, non seulement pour quelques années, mais aussi à l'égard de tous les changements qui ne manquent pas d'intervenir au fil des ans pour des projets de cette envergure.

    Lorsque vous construisez une ligne pour le transport de l'électricité vers le Minnesota qui vise principalement à alimenter nos voisins du Sud, est-ce que les coûts sont partagés avec les Américains? Devons-nous payer entièrement la note jusqu'à la frontière des États-Unis, ou est-ce qu'ils nous aident également à ce niveau?

    Il faut se rappeler que ces lignes de transmission nous permettent non seulement d'exporter de l'électricité, mais aussi d'en importer. Cette ligne nous est surtout utile du fait qu'elle nous permet d'importer de l'électricité et de reporter ainsi la construction de nouvelles installations de production. Nous avons déterminé qu'il était avantageux de mettre en place une ligne semblable, et ce, même si Manitoba Hydro devait en assumer la totalité des coûts, tant au Canada qu'aux États-Unis. Comme l'entente d'achat d'électricité conclue avec Minnesota Power prévoyait que 25 % des coûts de la ligne seraient défrayés par les contribuables de cet État, ce partenariat est devenu vraiment avantageux pour nous.

    Il est bien sûr nettement préférable pour nous de pouvoir compter sur leur contribution financière. Toute l'électricité qui sera transportée sur cette ligne sera celle de Manitoba Hydro. Qu'il s'agisse d'achats ou d'exportations de notre part, c'est nous qui en bénéficierons la plupart du temps. Le fait d'avoir un partenaire aux États-Unis qui est disposé à payer pour une portion de la ligne de transmission nous évite à avoir à assumer nous-mêmes tous les coûts de cette ligne.

    D'accord.

    Suivant le graphique que nous a fourni tout à l'heure Niall O'Dea, le directeur général de la Direction des ressources en électricité, nous aurions une capacité d'environ 2 000 mégawatts vers le sud et de quelque 700 mégawatts vers le nord. Je crois que c'est ce que vous avez indiqué également.

    Est-ce que cette capacité est toujours pleinement exploitée?

    Oui.

    Nous accumulons principalement nos surplus hydroélectriques pendant l'été alors que le réseau manitobain est peu sollicité. C'est donc en période estivale que la ligne de transmission est surtout utilisée pour acheminer nos importants surplus, d'autant plus que notre capacité d'emmagasiner l'énergie à ce moment de l'année est limitée. En hiver, l'importation nous permet d'accroître notre approvisionnement en électricité pour répondre à une demande accrue. Nos capacités d'importation et d'exportation sont donc sans cesse utilisées.

    Vous avez abordé la question en parlant de la possibilité d'alimenter la Saskatchewan en électricité, mais pouvez-vous nous dire comment vous percevez le rôle du gouvernement fédéral à l'égard de ces interconnexions?

    Je pense que la Saskatchewan examine actuellement les options qui s'offrent à elle pour atteindre ses cibles de réduction des émissions. Elle peut considérer les possibilités existant à l'interne ou essayer de voir si elle ne pourrait pas tirer parti des importants surplus hydroélectriques disponibles au Manitoba.

    Si l'on n'ajoute pas de capacité de transmission au Manitoba, nos surplus n'ont aucune valeur pour la Saskatchewan. Comme je l'indiquais précédemment à un de vos collègues, il ne sert à rien à Manitoba Hydro d'investir davantage dans des lignes de transmission vers la Saskatchewan. Nous avons déjà accès à des marchés suffisants pour écouler nos surplus d'électricité.

    Pour que cette option devienne envisageable, la Saskatchewan devra trouver de l'aide pour le financement de l'interconnexion requise.

    Merci.

    Les consommateurs d'électricité manitobains n'ont pas à investir dans un tel projet. Ce sont ceux de la Saskatchewan qui en bénéficieraient pour pouvoir ensuite aider le Canada à atteindre ses objectifs stratégiques.

    Je vais devoir vous interrompre, monsieur Cormie.

    Monsieur Cannings, à vous la parole.

    Merci.

    Monsieur Cormie, je vais vous permettre de nous en dire davantage au sujet de la possibilité que le Manitoba alimente la Saskatchewan en électricité.

    Vous avez indiqué que Manitoba Hydro n'avait aucune justification financière pour le faire. Si l'on envisageait un projet d'assez grande envergure capable de répondre à une grande partie des besoins de la Saskatchewan, quels seraient les coûts d'une interconnexion entre ces deux provinces pour la Saskatchewan, ou disons peut-être pour le gouvernement fédéral et la Saskatchewan?

    Il y a actuellement cinq lignes de transmission qui relient les deux provinces. Leur capacité est généralement de 230 kilovolts. Pour ajouter une ligne de même calibre qui augmenterait notre capacité d'exportation de 100 mégawatts, il nous en coûterait environ 200 millions de dollars. Pour une ligne de 500 kilovolts qui pourrait nous permettre de transporter quelque 900 mégawatts supplémentaires du Manitoba vers la Saskatchewan, les coûts seraient probablement de l'ordre d'un milliard de dollars.

    Ce serait donc 200 millions de dollars pour un petit projet et un milliard pour un grand projet, la moitié au Manitoba et l'autre moitié en Saskatchewan. Il faudrait ainsi investir un demi-milliard de dollars au Manitoba pour aider la Saskatchewan à avoir accès à des surplus plus considérables.

    Une ligne de transmission de 900 mégawatts en direction de la Saskatchewan ne détournerait qu'une faible portion des surplus énergétiques actuellement acheminés vers les États-Unis. Pour que nous puissions détourner vers la Saskatchewan tous les surplus qui vont maintenant vers les États-Unis afin de conserver au Canada tous les avantages en matière de réduction des émissions, il faudrait plusieurs grandes interconnexions de 500 kilovolts.

    Il faudrait sans doute alors investir des milliards de dollars dans les infrastructures. Comme je l'ai mentionné précédemment, de nombreuses options s'offrent à la Saskatchewan en matière d'énergies renouvelables. Comme elle dispose d'une excellente force éolienne, d'énergie solaire et de sa propre capacité hydroélectrique, elle pourrait viser l'atteinte de ces objectifs à moindre coût... Il est peut-être simplement trop coûteux pour la Saskatchewan d'investir elle-même dans cette capacité de transmission. Elle serait donc plutôt encline à tabler sur les options qui s'offrent localement, ce qui aurait pour effet de l'isoler pour ainsi dire du reste du réseau nord-américain.

    Si la province envisage d'investir dans une capacité éolienne de plusieurs milliers de mégawatts avec gestion de la variabilité des vents, elle devra se débrouiller elle-même. Elle n'a pas accès au stockage de l'hydroélectricité ni à un marché qui lui permettrait de gérer ses surplus. La mise en place de ces lignes de transmission de grande capacité lui permettrait donc d'avoir non seulement accès à nos surplus, mais aussi de mieux développer ses propres ressources renouvelables en étant capables d'en gérer la variabilité.

    Dans les années 1960 et 1970, nos interconnexions avec les États-Unis ont fait du Manitoba un joueur clé au sein du marché nord-américain de l'électricité alors que nous étions essentiellement auparavant un îlot isolé du reste du réseau continental. Une transformation semblable se produirait en Saskatchewan. Cette province cesserait ainsi de compter uniquement sur ses ressources locales. L'accès aux marchés peut être la solution à bon nombre des problèmes avec lesquels la province doit composer. Le financement du gouvernement fédéral pourrait l'aider à s'intégrer au réseau nord-américain.

    Merci.

    Monsieur Sidebottom, j'aimerais poursuivre sur le thème des interconnexions entre les provinces. Emera, votre entreprise mère, travaille à relier l'île de Terre-Neuve au Labrador et à la Nouvelle-Écosse. Pouvez-vous nous en dire plus long au sujet des échéanciers et des coûts de ces projets?

    Je peux vous parler des éléments auxquels Emera contribue. Nous travaillons à la mise en place de ce lien maritime, soit une interconnexion sous-marine de 500 mégawatts entre notre province et Terre-Neuve. Les coûts s'élèvent à 1,55 milliard de dollars canadiens, et cette ligne devrait commencer à transporter de l'énergie à la fin de l'année. Nous avons donc respecté les échéanciers et les budgets pour cette interconnexion.

    Nalcol a indiqué que la centrale de Muskrat Falls devrait entrer en service à la fin de 2019 ou en 2020. À partir de ce moment-là, il y aura donc également de l'énergie renouvelable qui devrait être transportée à partir de cette centrale.

    Il faut noter que l'existence même d'une connexion est bénéfique en soi. Le simple fait de relier la Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve nous permet de compter sur un réseau beaucoup plus fiable. Nous nous réjouissons à la perspective de pouvoir travailler en étroite collaboration avec Terre-Neuve afin de mieux équilibrer notre portefeuille énergétique. La Nouvelle-Écosse produit près de 600 mégawatts d'énergie éolienne. Nous sommes très près d'être isolés actuellement — si ce n'est une interconnexion avec le Nouveau-Brunswick — et je dirais que nous avons de nombreux enseignements à tirer de cette expérience. Nous estimons avoir atteint la limite quant à la mesure dans laquelle notre système peut compter sur les vents intermittents de la Nouvelle-Écosse.

    Je crois que vous avez posé une question tout à l'heure quant à la capacité maximale du réseau. Tout dépend en fait du nombre d'interconnexions et des ressources disponibles localement. En Nouvelle-Écosse, nous croyons qu'elle se situe à 600 mégawatts pour l'énergie éolienne. Cette capacité chute sous la barre des 10 % deux fois par semaine, et il faut être prêt à réagir en conséquence. Le réseau doit aussi fonctionner souvent à pleine capacité. Il faut donc avoir en tout temps une solution pour toutes les éventualités.

    L'interconnexion avec Terre-Neuve va nous permettre de travailler en étroite collaboration avec cette province de telle sorte que les consommateurs de part et d'autre puissent bénéficier à la fois de leurs ressources hydroélectriques et de nos ressources éoliennes. C'est la valeur ajoutée que nous pourrons apporter dans une première phase, soit avant l'entrée en service de la nouvelle centrale.

    Merci.

    Monsieur Tan.

    Merci, monsieur le président.

    Supposons qu'une petite collectivité éloignée ou qu'une entreprise, par exemple une exploitation minière, ait besoin d'avoir accès à des sources d'énergie, mais qu'il est impossible de construire une ligne de transmission jusqu'à la collectivité, et qu'une autre option doive être envisagée, par exemple un projet énergétique de grande envergure, l'énergie solaire, l'énergie éolienne, l'énergie tirée de la biomasse ou les PRM — désolé, je ne crois pas que l'utilisation des PRM soit possible en ce moment.

    Je sais que cette décision est prise par le gouvernement et la collectivité, mais le gouvernement ou la collectivité a-t-elle déjà consulté votre entreprise de production d'énergie pour vous demander conseil? Si oui, quel type de recommandation avez-vous fourni? Comment formulez-vous ce type de recommandation? Pourrais-je obtenir une brève réponse des deux témoins?

    En Nouvelle-Écosse, nous avons la chance d'être en mesure de connecter pratiquement chaque collectivité en raison de la géographie de la province, et ce problème ne se pose donc pas aussi souvent. Il serait peut-être plus approprié de poser la question à David.

    Vous avez mentionné l'effet du Manitoba.

    C'est exact. Nous avons quatre collectivités nordiques isolées qui sont toujours alimentées au diesel. Faut-il construire de très longues lignes de transmission pour relier ces collectivités? Un tel projet nécessiterait des investissements de plusieurs centaines de millions de dollars. Devrait-on plutôt investir dans des éoliennes et des centrales solaires pour tenter de réduire la consommation de diesel? Au bout du compte, il s'agit d'une décision économique. Peut-on atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions et le faire efficacement grâce aux technologies liées à l'énergie renouvelable ou la meilleure solution — et la moins coûteuse à long terme — serait-elle de construire des lignes de transmission et de relier ces collectivités éloignées au réseau central pour qu'elles puissent s'y approvisionner?

    Cette décision a-t-elle été prise par le gouvernement, et le gouvernement vous a-t-il consulté pour entendre ces types de commentaires avant de prendre des décisions?

    Je ne peux pas vraiment parler des conversations qui pourraient avoir eu lieu entre le gouvernement et Hydro Manitoba à cet égard. Cela dépasse mon champ d'expertise.

    D'accord. Merci.

    Nous avons déjà beaucoup parlé des interconnexions et de la façon de les utiliser dans le cadre d'une stratégie visant à combler les écarts en matière de besoins énergétiques entre les provinces.

    J'aimerais tout de même examiner un autre scénario. Parlons de l'Ontario. L'Ontario n'a aucun problème en matière de besoins énergétiques — son approvisionnement en énergie est largement suffisant —, mais elle compte sur l'énergie nucléaire pour répondre à plus de 50 % de ses besoins énergétiques. Certaines personnes laissent entendre qu'il faudrait cesser d'utiliser l'énergie nucléaire et acheter de l'énergie moins dispendieuse — par exemple de l'énergie hydroélectrique du Québec. C'est un scénario différent.

    Je sais que la production et la transmission d'électricité relèvent des provinces. Quelques solutions pourraient s'offrir à l'Ontario. La province pourrait demeurer autosuffisante — même si l'électricité coûte probablement un peu plus cher — ou elle pourrait compter sur d'autres provinces pour s'approvisionner en électricité — par exemple, le Québec —, mais dans ce cas, la province prend le risque de perdre sa capacité. En effet, elle se retrouverait soudainement dépendante d'autres provinces. Ou le Canada pourrait peut-être mettre sur pied une stratégie nationale pour régler ce type de problème ou même fournir un type de garantie à l'Ontario, afin que la province accepte de fermer ses centrales nucléaires ou d'autres centrales de production d'énergie et d'acheter son électricité d'autres provinces.

    Que pensez-vous de ce type de scénario?

    Selon mon expérience, une solution plus efficace consiste à se doter d'un portefeuille en matière de production d'énergie. En effet, pouvoir compter sur plusieurs sources d'énergie représente une stratégie appropriée. Je crois qu'il revient à chaque province de décider dans quelle mesure elle est prête à compter sur une autre province pour répondre à ses besoins.

    Sur le plan de la fiabilité, le réseau de production et de transport d'électricité est tenu de respecter certaines exigences liées à la taille des lignes, au lieu de production de l'énergie et à la façon de déterminer la capacité. Certaines exigences liées à la fiabilité du réseau de production et de transport d'électricité doivent toujours être respectées. Des principes directeurs s'appliquent à cet égard.

    Je crois que votre question concerne davantage le risque commercial qui se pose d'une province à l'autre, et je ne crois pas pouvoir répondre à cette question de façon précise. Je peux parler du réseau de production et de transport d'électricité. Je sais qu'on peut construire un réseau de production et de transport d'électricité qui fait venir de l'énergie produite dans un endroit éloigné. Il y a des façons de le faire efficacement.

    Dans ce cas, il s'agit de déterminer la mesure dans laquelle vous acceptez de devoir compter sur une contrepartie.

    Monsieur Cormie.

    Il y a 15 ans, nous avons participé à des discussions entre l'Ontario et le Manitoba. Ces discussions portaient sur la construction de grandes interconnexions entre le Nord du Manitoba et Sudbury et entre Winnipeg et Sudbury. Le but ultime était de faire en sorte que le Manitoba fournisse de l'énergie renouvelable à l'Ontario.

    La raison pour laquelle ces discussions n'ont pas abouti, c'est que l'Ontario possédait une grande capacité hydroélectrique non développée à proximité. Il était tout simplement plus dispendieux d'importer de l'énergie renouvelable du Manitoba, une province située à 1 000 milles de distance. Au bout du compte, il s'agissait d'une question d'économie à long terme.

    Nous n'avons jamais été préoccupés au sujet de la fiabilité de l'approvisionnement du commerce énergétique au Canada, car ce n'est pas un problème. Nous sommes chanceux, car le Manitoba est un exportateur d'électricité, et cela ne nous a jamais posé de problèmes. Nous n'avons jamais été obligés d'importer de l'énergie des États-Unis.

    Je peux vous dire que le Manitoba a connu des milliers de situations urgentes au fil des années, mais on a réussi à résoudre chaque situation grâce aux ententes de partages des réserves conclues avec les installations américaines, qui ont toujours été en mesure de fournir de l'électricité au Manitoba. Nos clients ne savent même pas qu'une catastrophe s'est produite. En effet, l'énergie arrive instantanément de l'exportation à l'importation, et les avantages des interconnexions sont invisibles aux clients. Nous pouvons seulement remercier la sagesse de ceux qui nous ont précédés et qui ont pris la décision d'établir des interconnexions avec les États-Unis.

    L'histoire a prouvé que les interconnexions ont permis de fournir les mêmes types d'avantages aux Canadiens. Tous ceux qui ont construit des lignes de transmission dans les régions d'interconnexion ont démontré ces avantages. Il est maintenant temps de fournir ces avantages aux provinces comme le Manitoba.

    Merci.

    Monsieur Falk, je peux vous accorder environ une minute et demie.

    Monsieur Cormie, j'aimerais vous poser d'autres questions au sujet de la centrale hydroélectrique de Keeyask que vous construisez en ce moment dans le Nord du Manitoba. On prévoit qu'elle sera opérationnelle dans environ quatre ans, et je crois qu'il s'agit d'un projet de 700 kilowatts. J'aimerais seulement vous féliciter de collaborer avec quatre Premières Nations de la région. En effet, vous collaborez avec la Nation des Cris de Tataskweyak, la Première Nation de York Factory, la Première Nation de War Lake et la Première Nation crie de Fox Lake, avec lesquelles vous menez ce projet en partenariat. Vous créez une merveilleuse occasion qui permet à ces collectivités des Premières Nations de fournir des emplois à leurs membres. Je crois que c'est une excellente chose, et j'aimerais vous en féliciter.

    Pouvez-vous nous parler de votre expérience relative à ce partenariat et d'autres partenariats que vous avez peut-être établis avec les Premières Nations?

    Nous n'aurions jamais pu réaliser ce projet sans la participation et l'appui des quatre collectivités autochtones qui habitent dans la zone de ressources dans laquelle nous construisons, en partenariat, la centrale de production d'énergie de Keeyask. Ce projet leur a fourni des occasions de développement économique et de formation à l'emploi, il leur fournira des occasions d'emplois durables pendant la durée de vie du projet, et il représentera également une source de revenus lorsque ces Premières Nations pourront profiter de sa rentabilité à long terme.

    Toutefois, il faut beaucoup de temps entre le début des consultations avec les collectivités autochtones et la production des avantages attendus, et entre-temps, ces collectivités ont des besoins importants qu'ils doivent satisfaire au quotidien. Il faut beaucoup de patience dans le cadre de ces partenariats et en attendant, nous devons collaborer avec ces gens pour assurer leur présence à long terme.

    Je vous remercie, car le temps est écoulé. Messieurs, je vous remercie beaucoup d'avoir comparu aujourd'hui. Votre contribution est très appréciée.

    Nous nous reverrons lundi prochain.

    La séance est levée.