INTRODUCTION

L’accès fiable à de l’électricité abordable est essentiel à la viabilité de notre économie et au maintien de notre mode de vie au Canada[1]. Comme l’illustre la figure 1, le portefeuille de production d’électricité varie d’une province et d’un territoire à l’autre, sur le plan tant du volume d’électricité produite que des sources d’énergie. Le Canada dispose d’importantes ressources hydroélectriques, et est l’un des pays du monde où la proportion d’électricité produite à partir de sources renouvelables (65 % du total de l’électricité produite) ou non émettrices de gaz à effet de serre (GES) (80 % du total) est la plus forte[2]. Cependant, les sources d’énergie dégageant des GES, comme le charbon, le diesel ou le gaz naturel, restent largement utilisées dans plusieurs régions du pays.

Figure 1 – Sources d’approvisionnement en électricité du Canada, 2015

Source : Ressources naturelles Canada, Mémoire, 20 septembre 2017.

Selon les témoins entendus, le secteur de l’électricité traverse actuellement une période d’innovation et de transformation rapides, la technologie électrique devenant de plus en plus numérique, répartie et locale[3]. Les investissements actuels dans le secteur, qui sont en moyenne de 20 milliards de dollars par année au Canada depuis 2012[4], offrent de nouveaux outils de gestion et de vente pour le transport, la production, le stockage, la distribution et la demande d’électricité et permettent de transformer les opérations et les marchés. Par exemple, Chris Benedetti, de Sussex Strategy Group, a expliqué que « les nouveaux services, produits et technologies se sont succédé à un rythme incroyable, forçant ainsi une remise en question de nos façons conventionnelles de distribuer et d’utiliser l’électricité[5] ». La chute rapide du prix des technologies de stockage et de production de l’énergie renouvelable a contribué à leur adoption grandissante au Canada et à l’étranger, et ce, à toutes les échelles[6]. Quant aux services publics, ils font passer le système électrique au numérique et accordent aux exploitants de réseau un certain contrôle de la distribution et de la gestion de la demande d’utilisation finale[7].

Par ailleurs, le Comité a été informé que le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques dit de l’électricité qu’elle est « la pierre angulaire d’une économie moderne axée sur la croissance propre[8] ». Plusieurs témoins ont expliqué que la réforme des marchés canadiens de l’électricité subit l’impulsion non seulement des tendances globales discutées ci-dessus, mais aussi des politiques climatiques fédérale, provinciales et territoriales[9], et particulièrement des trois mesures suivantes[10].

• 1) Élimination accélérée de l’électricité produite à partir du charbon : Le gouvernement fédéral a annoncé qu’il remanierait le Règlement pour réduire les émissions de dioxyde de carbone dans le secteur de l’électricité thermique au charbon de manière à accélérer l’élimination du charbon au Canada d’ici 2030[11]. L’Ontario a mis fin à son utilisation du charbon en 2014, et l’Alberta s’est engagée à faire de même d’ici 2030[12]. La Nouvelle-Écosse, le Nouveau-Brunswick et la Saskatchewan se préparent aussi à abandonner ce combustible d’ici 2030[13].
• 2) L’électrification comme stratégie d’atténuation des GES : Selon les témoins, l’électrification est essentielle à l’atteinte des objectifs nationaux du Canada en matière de changements climatiques[14]. L’électricité représente environ 22 % de toute la demande des utilisateurs finaux d’énergie au Canada aujourd’hui, mais cette proportion devrait tripler d’ici 2050, selon les prévisions des différents scénarios de décarbonisation profonde[15].
• 3) L’utilisation accrue des sources renouvelables et non émettrices de GES : Le gouvernement fédéral vise à ce que 90 % de l’électricité au Canada soit produite à partir de sources non émettrices d’ici 2030[16]. Les provinces ont adopté des objectifs similaires; par exemple, l’Alberta veut que 30 % de son électricité provienne de sources renouvelables d’ici 2030, et la Saskatchewan, 50 %.

Dans le contexte de ces changements, le Comité a invité un large éventail d’experts du gouvernement de l’industrie, du milieu universitaire et de la société civile à venir s’exprimer devant lui sur les interconnexions électriques stratégiques. Il présente ses conclusions ci-dessous, sous quatre thèmes : 1) les interconnexions de transport de l’électricité au Canada; 2) les possibilités de renforcement des interconnexions au Canada; 3) l’amélioration de la coopération régionale; 4) les recommandations au gouvernement du Canada. Le Comité est heureux de présenter son rapport, qui conclut son étude des interconnexions électriques stratégiques.

LES INTERCONNEXIONS DE TRANSPORT DE L’ÉLECTRICITÉ AU CANADA

Comme l’illustre la figure 2, les interconnexions de transport de l’électricité au Canada sont plus robustes sur l’axe nord-sud que sur l’axe est-ouest; de plus, six interconnexions sont actuellement proposées pour accroître le commerce de l’électricité avec les marchés américains[17]. David Cormie, de Manitoba Hydro, a expliqué que « [l]es provinces qui ont un important service public d’électricité, comme Manitoba Hydro, BC Hydro, Hydro-Québec et, autrefois, Ontario Hydro […] ont habituellement d’importants surplus d’énergie hydroélectrique à vendre, [et] ont optimisé le développement de leur réseau respectif en investissant dans d’importantes interconnexions vers les États-Unis[18] ». Plusieurs témoins ont dit que, par le passé, les interconnexions est-ouest de cette ampleur se sont avérées non viables économiquement, ou pas assez rentables pour que les services publics les construisent[19] Certaines provinces, comme le Québec et l’Ontario, peuvent transférer un énorme volume d’électricité dans les deux directions, tandis que d’autres régions, notamment la Saskatchewan et les trois territoires, n’ont qu’une faible capacité d’interconnexion, voire aucune.

Figure 2 – Capacité de transfert existante et proposée entre les provinces canadiennes et les États américains

Source : Ressources naturelles Canada, Mémoire, 20 septembre 2017.

Le Canada est un exportateur net d’électricité vers les États‑Unis[20]. Dans l’ensemble, les exportations d’électricité vers les marchés américains ont augmenté ces dernières années, alors même que le cours de l’électricité canadienne a chuté en raison du faible prix du gaz naturel aux États‑Unis[21]. Les provinces n’ont cessé d’accroître leur capacité d’exportation vers les États américains, sur une base bilatérale[22], tandis que les interconnexions est-ouest, elles aussi, profitent à l’exportation, puisqu’elles ouvrent aux provinces d’autres chemins d’accès vers les marchés américains[23]. Wayne Stensby, d’ATCO Group, a expliqué comme suit le point de vue de son entreprise : « Des interconnexions entre l’Est et l’Ouest du Canada qui permettraient aux provinces d’être plus interconnectées d’une part et des interconnexions vers les États-Unis permettant les exportations d’autre part, offrent des possibilités supplémentaires[24]. »

A. Faut-il investir dans de nouvelles interconnexions?

Les interconnexions sont l’un des nombreux outils dont se servent les planificateurs de système électrique pour gérer le réseau. Cependant, comme le transport de l’électricité est intimement lié aux autres aspects du système que sont la production, le stockage, la distribution et la gestion de la demande des utilisateurs finaux, la décision de construire des interconnexions (ou toute autre installation électrique) n’est pas sans incidences sur le reste du système[25]. Compte tenu de la longue durée de vie de l’infrastructure électrique et de la chute rapide du coût des technologies de stockage et de production d’énergie renouvelable, Patrick Bateman, de l’Association des industries solaires du Canada, a fait valoir que les gouvernements devraient tenir compte « du coût actuel et d’une évaluation réaliste des coûts à venir » avant de décider d’investir dans des projets individuels[26]. Pour Handan Tezel, de l’Ontario Society of Professional Engineers, les décisions en matière de développement des interconnexions ne doivent pas passer outre aux réformes que subissent actuellement les marchés de l’électricité partout en Amérique du Nord : ceux-ci « tendent vers la séparation des marchés de l’énergie, de la capacité, des services auxiliaires, de la transmission et de la distribution[27] ».

B. Avantages potentiels de l’augmentation des interconnexions

Bon nombre de témoins ont discuté des avantages potentiels de l’augmentation des interconnexions entre les provinces et avec les États‑Unis. Selon ces intervenants, l’un des principaux avantages est l’exportation de l’électricité excédentaire qui ouvre des possibilités de développement économique à la province exportatrice[28] et fournit à la région importatrice de l’électricité à moindre coût. À cet égard, Derek Stenclik, de General Electric, a déclaré que les interconnexions permettent l’utilisation de « ressources moins coûteuses dans une région pour compenser la production plus coûteuse ou moins efficace dans d’autres régions[29] ». À titre d’illustration, Mike MacDougall, de Powerex, a expliqué que l’interconnexion entre la Colombie‑Britannique et l’Alberta permet à son entreprise d’importer de l’Alberta, pendant la nuit, de l’électricité excédentaire à bon marché, électricité qui est ensuite revendue à l’Alberta pendant les périodes de pointe de la demande[30]. Le témoin a précisé que cette solution était économiquement avantageuse pour les deux provinces : la Colombie-Britannique tire profit de l’arbitrage des prix entre les deux régions, et l’Alberta importe de l’électricité lorsqu’elle en a le plus besoin, à un prix moindre que ce qu’il en coûterait de faire fonctionner une centrale électrique pendant quelques heures dans cette province pour répondre à la pointe de consommation[31].

Les témoins ont aussi évoqué un autre avantage potentiel de l’augmentation des interconnexions : ces dernières contribuent à la forte pénétration de l’électricité produite à partir de sources renouvelables variables, puisqu’elles permettent aux régions de vendre l’excédent renouvelable lorsque la production est élevée, et d’importer de l’électricité lorsque la production est faible[32]. Les sources d’énergie renouvelables comme l’hydroélectricité, le vent, le soleil et les marées sont naturellement variables selon les différentes périodes du jour ou de l’année : la capacité hydroélectrique baisse l’hiver; le vent souffle habituellement plus fort la nuit et l’hiver; l’énergie solaire n’est exploitable que le jour, particulièrement s’il fait soleil; et l’énergie marémotrice suit le rythme régulier des marées. En donnant plus d’ampleur au réseau, les interconnexions permettent non seulement de compenser les hauts et les bas de l’offre attribuables à la variabilité naturelle des sources d’énergie renouvelables, mais aussi de réduire le besoin de production d’appoint et de réduire les coûts d’ensemble[33]. Les interconnexions aident aussi à prévenir l’effacement, ou le gaspillage, de l’électricité de source renouvelable (voir l’encadré)[34], et permettent aux ressources hydroélectriques de la Colombie-Britannique, du Manitoba, de Terre-Neuve-et-Labrador et du Québec de servir de réservoirs de stockage d’énergie pour les systèmes avoisinants.

Les interconnexions servent aussi à l’importation d’électricité propre en remplacement de l’électricité produite à partir de combustibles fossiles[35]. Par exemple, plusieurs témoins, dont Jerry Mossing de l’Opérateur du système électrique d’Alberta, ont fait valoir que l’Alberta pourrait importer de la Colombie‑Britannique de l’électricité propre excédentaire pour remplacer son électricité produite au charbon[36]. Tom Bechard, de Powerex, a expliqué que, en raison du règlement sur la compétitivité du carbone qui entrera en vigueur en janvier 2018 en Alberta, « la production d’électricité à partir de charbon va devenir plus coûteuse que celle utilisant d’autres sources », ce qui devrait inciter la province à importer davantage d’électricité de la Colombie-Britannique. Mike Marsh, de SaskPower, et Mark Sidebottom, de Nova Scotia Power, ont eux aussi avancé que les interconnexions permettraient à la Saskatchewan et à la Nouvelle-Écosse, deux provinces qui brûlent encore beaucoup de charbon, d’importer comme substitut de l’électricité propre des provinces voisines.

Les interconnexions permettent aussi de remettre à plus tard la construction des installations de production qui seraient nécessaires pour répondre aux pointes de consommation[37]. Comme l’a expliqué Wayne Stensby, d’ATCO Group, « les interconnexions permettent aux provinces et aux territoires de partager leurs capacités et de répondre à la vague de pics de consommation alors qu’elle se déplace d’est en ouest. Les provinces et les territoires pourraient se passer d’installations existantes coûteuses destinées à répondre aux pics de consommation, ou n’auraient pas besoin d’en construire à l’avenir[38] ».

Par ailleurs, les interconnexions permettent aux exploitants de réseau de profiter de services auxiliaires utiles, c’est-à-dire des fonctions techniques nécessaires à la fiabilité du système électrique : régulation de tension et de fréquence, régulation des niveaux de réserve pour une meilleure gestion de la production variable des ressources éoliennes et solaires, et renforcement de la résilience aux pannes de réseau pour un rétablissement plus rapide du système[39]. Selon certains témoins, dont Handan Tezel, la réforme actuelle du marché (mentionnée ci-dessus) encouragera d’ailleurs l’investissement dans ces domaines[40]. Cependant, les interconnexions sont en concurrence avec d’autres technologies, comme le stockage, la production répartie et les réseaux et appareils intelligents, qui peuvent, elles aussi, fournir des services auxiliaires[41].

C. Difficultés et désavantages potentiels de l’accroissement des interconnexions

Les témoins ont aussi signalé plusieurs difficultés ou désavantages potentiels que pourrait susciter l’accroissement des interconnexions de transport entre les provinces et avec les États‑Unis :

• Les considérations sociales et environnementales, dont la propriété des terres et le choix de site[42], l’évaluation environnementale[43] et le devoir de consulter les peuples autochtones[44]. Louis Thériault, du Conference Board du Canada, a fait remarquer que « les projets de grande envergure soulèvent souvent des controverses. Il est essentiel que ces projets reçoivent l’assentiment des groupes environnementaux, des groupes autochtones et du public[45] ».
• Le prix abordable de l’électricité. Plusieurs témoins ont dit que les investissements dans les interconnexions doivent faire en sorte que le prix de l’électricité reste abordable[46]. Le prix de l’électricité est relativement faible au Canada par comparaison à d’autres pays[47], mais Jocelyn Bamford, de la Coalition des manufacturiers inquiets de l’Ontario, a insisté sur l’importance du prix abordable de l’électricité pour le développement économique^[48].
• Effet de distorsion, conséquences imprévues. Par exemple, Brian Vaasjo, de Capital Power, a dit craindre que les grandes interconnexions interprovinciales « déplac[ent] et anticip[ent] les investissements dans les capacités de production renouvelables et à faibles émissions » dans les provinces interconnectées. De plus, les subventions à l’énergie renouvelable aux États-Unis peuvent entraîner, dans les provinces interconnectées, une distorsion des incitatifs offerts aux entreprises sur le marché de l’électricité local. L’Alberta peut être citée comme exemple d’une province canadienne où des conséquences imprévues pourraient survenir en raison de la relation entre les infrastructures publiques et privées de production et de distribution.
• Les règles du marché, lorsqu’elles diffèrent selon la région, ou encore sont défavorables à la modernisation des réseaux, peuvent parfois compliquer la justification de la construction d’interconnexions ou la favoriser[49].
• L’équité. « Certaines régions bénéficieront plus que d’autres chaque fois qu’on aménagera une nouvelle infrastructure de transport d’énergie », a dit Derek Stenclik, de General Electric[50]. Par exemple, David Cormie, de Manitoba Hydro, a fait valoir que la construction d’interconnexions entre le Manitoba et la Saskatchewan pourrait aider la Saskatchewan à réduire ses émissions de GES, mais que le Manitoba peut déjà compter à cette fin sur ses interconnexions avec les États-Unis; il serait donc injuste que les consommateurs du Manitoba financent l’établissement d’une interconnexion pour aider la Saskatchewan à atteindre ses objectifs en matière de changements climatiques[51].
• Les risques d’inutilisation des installations électriques. Par exemple, et bien que de nombreux facteurs soient en jeu, l’interconnexion entre la Colombie‑Britannique et l’Alberta n’a jamais fonctionné à plein régime depuis la connexion des réseaux de l’Alberta et du Montana en 2013; une interconnexion existante est donc, dans les faits, laissée en plan[52].

LES POSSIBILITÉS DE RENFORCEMENT DES INTERCONNEXIONS AU CANADA

Au cours de l’étude, différentes possibilités de construction d’interconnexions ont été présentées au Comité. Elles sont résumées ci-dessous, avec les commentaires des témoins sur les défis qu’elles représentent ou les circonstances qui les justifient.

A. L’Ouest du Canada

L’élimination des centrales au charbon en Alberta et en Saskatchewan et la diversité des ressources des provinces de l’Ouest ouvrent plusieurs possibilités de renforcement des interconnexions dans cette région[53]. Par exemple, on pourrait solidifier l’interconnexion existante entre la Colombie-Britannique et l’Alberta, laquelle ne fonctionne pas à plein régime actuellement[54], mais pourrait fournir la capacité de production de base flexible dont a besoin l’Alberta pour gérer son élimination du charbon et intégrer de forts volumes d’électricité renouvelable variable[55]. Niall O’Dea, de Ressources naturelles Canada (RNCan), a déclaré que, dans ce contexte d’élimination des centrales au charbon en Alberta, il « faudra […] 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[56] ». La capacité de la Colombie‑Britannique d’accroître ou de diminuer rapidement sa production hydroélectrique, ou encore d’acheter ou de vendre à l’Alberta de l’électricité renouvelable excédentaire, pourrait profiter aux deux provinces, sans compter que le renforcement de l’interconnexion entre la Colombie‑Britannique et l’Alberta les prémunirait contre la variabilité saisonnière du vent et de l’hydroélectricité (deux ressources à capacité saisonnière opposée)[57]. Selon Wayne Stensby, d’ATCO Group, la Colombie-Britannique et l’Alberta pourraient profiter de leurs interconnexions mutuelles avec les États-Unis pour faciliter l’exportation d’électricité propre vers les marchés américains, ce qui aiderait à financer les réformes du marché engagées en Alberta[58]. Cela dit, les témoins ont averti le Comité que la négociation des détails de cette proposition ne serait pas des plus simples, surtout que la Colombie-Britannique a pour critère de planification l’autosuffisance en approvisionnement électrique, et que le marché de l’électricité de l’Alberta est entièrement privatisé[59].

L’élimination du charbon ouvre des possibilités similaires entre le Manitoba et la Saskatchewan[60]. Comme la Colombie-Britannique et l’Alberta, le Manitoba dispose d’un grand excédent hydroélectrique, alors que la Saskatchewan utilise beaucoup le charbon (elle vise toutefois à ce que 50 % de son électricité provienne de sources renouvelables d’ici 2030[61]). Aujourd’hui, les interconnexions de la Saskatchewan avec les provinces et les États voisins sont pratiquement nulles[62]. Selon Malcolm Metcalfe, d’Enbala Power Systems, la province présente un bon potentiel hydroélectrique dans le Nord, mais il lui serait plus rentable de développer les sources d’énergie renouvelables variables du Sud et de construire des interconnexions avec le Manitoba[63]. David Cormie, de Manitoba Hydro, a affirmé qu’une « capacité d’interconnexion considérablement accrue entre le Manitoba et la Saskatchewan est essentielle à une intégration des activités [, à la connexion avec le réseau américain] et à la réduction optimale des émissions en Saskatchewan[64] ». De même, Mike Marsh, de SaskPower, soutient la « réalisation de nouvelles recherches et de nouvelles études sur les interconnexions entre les provinces, surtout entre le Manitoba et la Saskatchewan[65] ». Toutefois, M. Cormie a signalé ce qui suit :

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[66].

Wayne Stensby d’ATCO Group, a aussi soulevé une autre possibilité : relier l’Alberta, la Saskatchewan et le Manitoba par une ligne de transport existante, directe et à haute tension. Enfin, M. Marsh a évoqué un éventuel renforcement de l’interconnexion Alberta-Saskatchewan[67].

B. Les collectivités éloignées et du Nord

Les collectivités éloignées et du Nord utilisent souvent des génératrices diesel pour répondre à la demande d’électricité locale. Comme Lisa DeMarco, de DeMarco Allan, l’a expliqué, de nombreuses collectivités éloignées et du Nord sont aux prises avec la « pauvreté énergétique », et les problèmes de fiabilité peuvent y être jusqu’à 20 fois pires que dans le Sud du Canada[68]. Chris Benedetti, de Sussex Strategy Group, a expliqué que l’instabilité de l’alimentation électrique dans les localités éloignées crée des risques pour la santé publique (la gestion de la qualité de l’eau et les soins de santé, notamment, ont besoin d’un approvisionnement en énergie stable); selon cet intervenant, la situation à certains endroits « est une crise sur le plan de l’indépendance énergétique[69] ».

Les collectivités éloignées et du Nord cherchent à remplacer le diesel par d’autres sources d’électricité abordables et fiables. Des témoins ont prôné, dans certaines régions à déterminer au cas par cas, l’installation d’interconnexions entre les localités éloignées et le réseau électrique. Par exemple, M. Benedetti a parlé de Wataynikaneyap Power, « un projet géré par des Autochtones qui appartient à 22 communautés des Premières Nations dans le Nord-Ouest de l’Ontario et qui vise à brancher [au réseau électrique de l’Ontario, pour la première fois,] 17 communautés autochtones qui dépendent actuellement du diesel pour produire de l’électricité[70] ». Quant à lui, Wayne Stensby, d’ATCO Group, a proposé la construction d’une interconnexion entre l’Alberta et les Territoires du Nord-Ouest[71]. Cependant, Mike Marsh, de SaskPower, a signalé que « la viabilité économique [des interconnexions] s’écroule très, très rapidement[72] » sur longue distance. Selon d’autres témoins, la solution n’est pas de bâtir de nouvelles interconnexions; il faut plutôt que les collectivités éloignées et du Nord recourent à la production d’énergie renouvelable répartie, complétée par un système de stockage de l’énergie, branchée à des miniréseaux locaux[73]. Comme l’a expliqué Louis Thériault, vice‑président du Conference Board du Canada, « il est vraiment difficile de trouver une solution homogène et d’application générale » aux problèmes énergétiques du Nord, mais l’énergie éolienne combinée au stockage d’énergie « fait certes partie des options à prendre en considération dans le cadre d’une transition vers une économie à faibles émissions de carbone[74] ».

C. Centre du Canada

Le Québec et l’Ontario disposent actuellement de solides interconnexions électriques, ce qui permet au Québec de transférer en Ontario de l’électricité à vendre sur les marchés américains, et vice‑versa[75]. Les interconnexions servent aussi à contrer la variabilité saisonnière de la capacité de production des provinces, à répondre aux urgences, à améliorer la fiabilité et à limiter les coûts (p. ex. par le report des investissements dans les installations de production[76]). Selon Jim Burpee, l’électrification accroîtra la demande d’électricité en Ontario et au Québec, et les deux provinces devront par conséquent déterminer ensemble où et comment investir dans le système électrique[77].

James Hinds a proposé une autre solution : accroître la capacité des interconnexions entre le Manitoba et l’Ontario, afin de répondre à une partie de la demande dans l’Ouest de la province[78]. Selon M. Hinds, l’exploitant du réseau autonome de l’Ontario renforce actuellement ses réseaux de transport dans la région de Thunder Bay, tandis que le Manitoba augmente sa capacité hydroélectrique. Il serait donc opportun d’accroître la capacité de l’interconnexion modeste qui existe actuellement entre les deux provinces.

D. Le Canada Atlantique

Plusieurs possibilités de construction d’interconnexions, ou de renforcement des installations existantes, se présentent aux provinces du Canada Atlantique. Niall O’Dea, de RNCan, a expliqué que « la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick font face à un écart d’approvisionnement lié à l’élimination progressive du charbon, et ils sont restreints sur ce plan par l’infrastructure actuellement limitée de distribution du gaz naturel. Il n’y a pas de réseau correspondant à ce qui existe 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^[79] ». Pour M. O’Dea, « le renforcement de l’interconnexion entre la Nouvelle‑Écosse et le Nouveau‑Brunswick est un exemple de projet à favoriser à court terme[80] ».

Mark Sidebottom, de Nova Scotia Power, a dit au Comité que « 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^[81] ». M. Sidebottom a ajouté que le réseau électrique de la Nouvelle-Écosse, qui est « très près d’être isol[é] actuellement », ne pourra bientôt plus absorber d’énergie renouvelable variable à moins que de nouvelles interconnexions souples ne soient ajoutées^[82]. Le témoin a parlé des nombreux avantages de la collaboration qui existe aujourd’hui entre les services publics de la région de l’Atlantique : la Nouvelle‑Écosse et Terre‑Neuve‑et‑Labrador ont collaboré au Maritime Link, une interconnexion entre les deux provinces, et les services publics de la Nouvelle‑Écosse et du Nouveau‑Brunswick « travaill[ent] activement […] à la répartition de la production d’électricité à l’échelle régionale pour réaliser des gains d’efficacité[83] ».

Enfin, selon Tom Adams, de Tom Adams Energy, l’interconnexion entre l’Île‑du‑Prince‑Édouard et le Nouveau‑Brunswick illustre parfaitement les avantages de ces installations^[84], puisque l’Île « n’est pas autosuffisante en matière de production d’électricité. Il est beaucoup plus économique pour elle d’obtenir le gros de son approvisionnement en électricité auprès de ses voisins. Les interconnexions sont essentielles dans ce cas-là[85] ».

E. Les interconnexions entre le Canada et les États‑Unis

Comme on l’a vu ci-dessus, les provinces ont fait des investissements continus dans le développement de la capacité d’interconnexion nord-sud avec les États américains[86]. Jim Burpee croit que de nouvelles possibilités d’exportation de l’électricité canadienne s’ouvriront si les provinces collaborent : « La vente accrue d’électricité propre sur le marché américain multiplie les occasions de partenariats entre les provinces[87]. » Mark Sidebottom, de Nova Scotia Power, et Keith Cronkhite, de la Société d’énergie du Nouveau-Brunswick, ont décrit comment la collaboration entre les deux sociétés et leurs investissements mutuels dans les interconnexions ont permis d’accroître les exportations aux États‑Unis; ils se sont dits d’avis que la poursuite de cette collaboration continuera d’être avantageuse pour les deux parties[88].

On a dit au Comité que la demande d’électricité à faible taux d’émission aux États‑Unis est l’occasion pour le Canada de tirer profit de son électricité propre et de faire des exportations à valeur ajoutée, tout en contribuant aux objectifs de la politique climatique[89]. Selon Niall O’Dea, de RNCan, « [d]es 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[90] ».

Quelques témoins ont fait remarquer que plusieurs exploitants de réseau autonome en Amérique du Nord ont mis au point des systèmes qui leur permettent de consigner les attributs d’émission de GES de l’électricité, afin de pouvoir comptabiliser les réductions d’émissions liées aux différentes importations et exportations[91]. Chris Benedetti, de Sussex Strategy Group, a dit au Comité qu’il s’attend à ce que l’exploitant du réseau autonome de l’Ontario adoptera un protocole semblable « automatiquement[92] ». Lisa DeMarco, de DeMarco Allan, a expliqué que non seulement le droit du commerce international permettrait de distinguer un « électron durable » canadien d’un « simple électron », mais le Canada pourrait « mettre à profit l’effet de réduction des émissions de ses exportations d’électricité propre [aux États‑Unis], et nous devrions négocier ces calculs et ces dispositions dans tout accord avec les États‑Unis[93] ».

Cela dit, les interconnexions nord-sud peuvent aussi présenter certains désavantages pour les provinces. Par exemple, comme l’a signalé Mike MacDougall, de Powerex, elles peuvent déplacer le commerce interprovincial et, ainsi, entraîner la sous-utilisation de la capacité de transport ou saper la rentabilité des investissements dans l’infrastructure. M. MacDougall a donné l’exemple des réseaux de l’Alberta et du Montana, reliés par interconnexion en 2013 : « la capacité totale de transfert d’électricité de l’Alberta est demeurée inchangée, car on s’est simplement servi [avec le Montana] de la capacité déjà existante [avec] la Colombie-Britannique[94] ». Autre difficulté soulevée par certains témoins : l’électricité renouvelable est subventionnée aux États‑Unis, ce qui soumet à un effet de distorsion les systèmes électriques des provinces voisines[95]. Cependant, certains ont répondu que cette difficulté pourrait receler de possibilités économiques pour les provinces riches en hydroélectricité : celles-ci pourraient être payées par les États américains pour stocker leur énergie derrière les barrages lorsque la production d’électricité renouvelable excède la demande[96].

L’AMÉLIORATION DE LA COOPÉRATION RÉGIONALE

Selon les témoins, les provinces et les territoires planifient souvent leur système électrique dans la perspective de la province plutôt que de la région élargie[97]. La politique énergétique de certaines provinces encourage cette approche; c’est le cas par exemple de la Colombie‑Britannique et de son critère exceptionnel d’autosuffisance électrique vis-à-vis des autres provinces, sauf en cas d’urgence[98]. Les témoins ont dit que, dans certains cas, les provinces n’utilisent pas pleinement les interconnexions est-ouest parce qu’elles croient que les avantages n’en sont pas équitablement répartis[99]. Cette dynamique aurait entraîné la création d’obstacles à l’optimisation de la capacité des interconnexions interprovinciales dans plusieurs secteurs, en raison de l’absence d’harmonie entre les provinces – quant aux règlements, à la structure des marchés, aux technologies et à la politique[100].

Au Canada, les décisions concernant la production et le transport de l’électricité ainsi que la réglementation du marché relèvent des compétences provinciales et territoriales. Selon Niall O’Dea, de RNCan, « [a]u 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[101] ». Soucieux d’appuyer la collaboration entre les provinces, le gouvernement fédéral a lancé de nouvelles initiatives d’identification et de financement d’interconnexions stratégiques. Ces initiatives sont les suivantes :

• L’Initiative de collaboration régionale et d’infrastructure stratégique de l’électricité, lancée par RNCan en 2017, vise à dégager, avec les provinces de l’Ouest et de l’Atlantique, des projets d’infrastructure électrique prometteurs offrant des « possibilités de réduire les émissions de GES[102] ». Les rapports définitifs de l’Initiative sont attendus au début de 2018, et ils « 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[103] ».
• Le Programme d’investissement dans l’infrastructure du Canada prévoit 9,2 milliards de dollars sur 11 ans pour le financement des priorités d’infrastructure des provinces et des territoires, y compris les interconnexions, pourvu qu’elles servent à « accroître la capacité de produire de l’énergie propre et/ou de gérer davantage d’énergie renouvelable[104] ».
• La Banque de l’infrastructure du Canada, une société d’État autonome, investira au moins 5 milliards de dollars sur 11 ans dans des projets d’infrastructure verte, y compris les interconnexions, qui réduisent les GES, génèrent des revenus, attirent les investissements du secteur privé et des institutions et relèvent de l’intérêt public[105].

La structure de la réglementation et du marché diffère d’une province à l’autre. Par exemple, dans plusieurs provinces, les services d’électricité sont des sociétés d’État verticalement intégrées qui assurent un haut degré de planification centrale; en Alberta, par contre, le marché de l’électricité est entièrement privatisé[106]. Contrairement aux États‑Unis, le Canada n’a pas d’organe de réglementation national chargé d’intégrer les marchés de l’électricité canadiens et d’harmoniser les règles des provinces afin de faciliter le commerce entre elles[107]. Par conséquent, il incombe aux exploitants des systèmes provinciaux d’aligner les règles provinciales sur celles des réseaux électriques américains. Selon Lisa DeMarco, de DeMarco Allan, cette situation est « problématique », les différences de réglementation entre les exploitants de systèmes canadiens et la Federal Energy Regulatory Commission limitant les exportations d’électricité canadienne vers les marchés américains[108].

Plusieurs témoins ont appelé de leurs vœux la modernisation et l’harmonisation des règlements, sous l’impulsion des gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux[109]. Par exemple, Chris Benedetti, de Sussex Strategy Group, a demandé : « Comment le gouvernement fédéral peut-il travailler de concert avec les exploitants provinciaux de réseaux pour contribuer à faciliter l’intégration des marchés et le transport d’électricité d’un marché à l’autre, en particulier si cela correspond au type de production d’électricité que nous considérons comme souhaitable, soit une production à faibles émissions de carbone qui répond à nos besoins lorsque nous en avons besoin[110]? »

Plusieurs témoins ont expliqué que les obstacles à la maximisation des avantages du commerce interprovincial de l’électricité ne sont pas seulement techniques : les politiques et les règlements des provinces peuvent aussi créer des difficultés[111]. « [L]’expansion de la capacité de transmission dans le cadre du marché actuel, en l’absence d’une nouvelle entente commerciale, a peu de chances de procurer les avantages économiques et environnementaux requis pour justifier les investissements nécessaires dans les nouvelles installations de transmission ou d’assurer une répartition équitable de ces avantages entre les provinces », a fait valoir Tom Bechard, de Powerex[112]. Wayne Stensby, d’ATCO Group, a abondé dans le même sens : « le nœud du problème », lorsqu’il s’agit de construire des interconnexions, est la coopération interprovinciale en matière de réglementation. Selon ce témoin, « il faudrait chercher à définir, d’une part, qui financerait les interconnexions et comment elles le seraient et, d’autre part, comment l’électricité ainsi transportée serait gérée et mise en marché au sein des diverses entités de commercialisation[113] ». Lisa DeMarco, de DeMarco Allan, a recommandé au gouvernement fédéral d’envisager de mettre sur pied « un comité composé de membres de l’industrie, appuyé par le fédéral et dirigé par les provinces qui travaillerait dans un esprit de fédéralisme coopératif pour maximiser les exportations d’énergie propre[114] ».