P E T I T G U I D E
L A P R O D U C T I O N D ’ É L E C T R I C I T É A U C A N A D A
www.canelect.ca
T A B L E D E S M A T I È R E S
1
INTRODUCTION . . . 3 SITUATION DU CANADA ET PERSPECTIVE . . . 5 NOTIONS DE BASE DE LA PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ . . . 6 EXPOSÉ COMPARATIF DES TECHNOLOGIES DE PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ . . .11 PERSPECTIVES . . . .27 RÉFÉRENCES . . . .28
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L’ACÉ tient à remercier Martin Tampier, de la société EMVINT Consulting, pour le travail de recherche et la rédaction technique. L’ACÉ est l’unique responsable du contenu de cette publication.
Pour plus de renseignements, veuillez communiquer avec : Brigitte Hébert
Conseillère en communications [email protected]
I N T R O D U C T I O N
Les Canadiens s’attendent à ce que leurs besoins croissants en électricité soient comblés dans le respect de l’environ- nement. Une électricité à faible coût et fiable qui ne nuit pas indûment à l’environnement constitue un élément clé d’une économie prospère.
Les gouvernements mettent en œuvre un éventail de plus en plus large d’exigences environnementales à l’égard du secteur par le biais de régimes législatifs et d’engagements internationaux (comme ceux relatifs au protocole de Kyoto). C’est dans le cadre de cette évolution que la performance environnementale de l’industrie continue de s’améliorer : l’intensité en électricité diminue, tout comme les émissions atmosphériques liées à la production fossile (charbon, pétrole et gaz) ; la production de déchets et de matières dangereuses est réduite ou gérée plus efficacement ; enfin, la gestion des espèces et des habitats occupe une place de plus en plus importante dans le processus décisionnel entourant les aménagements nouveaux et existants.
Mesurer et consigner cette performance constitue souvent un défi. C’est pourquoi l’Association canadienne de l’électricité (ACÉ), dont les membres exploitent la majorité des actifs de production, de transport et de distribution du pays, a lancé un certain nombre d’initiatives en ce sens. Son Programme d’engagement et de responsabilité en environnement, ses initiatives entourant les enjeux des changements climatiques, du mercure et des pêches ainsi que ses récentes études sur la mesure de la performance environnementale1en sont quelques exemples.
Toutefois, avant d’assurer la mesure et la consignation de la performance de l’industrie, il faut s’assurer que le public comprend ce qu’implique la production d’électricité. À cette fin, l’ACÉ a préparé La production d’électricité au Canada – Petit guide, qui a pour but d’expliquer les enjeux financiers, technologiques, sociaux et environnementaux liés à toutes les sources d’électricité – classiques et nouvelles. On y fait un tour d’horizon des enjeux se rapportant à chaque techno- logie ainsi qu’une évaluation de son potentiel sur un horizon de production de 20 ans au Canada. Le Petit guide s’efforce de fournir un point de vue impartial sans désigner de gagnants ou de perdants, et ce, tout en ne perdant pas de vue le but premier de l’industrie : faire en sorte que les Canadiens bénéficient d’une énergie électrique abordable et fiable tout en respectant l’environnement.
On peut consulter La production d’électricité au Canada – Petit guideainsi que d’autres renseignements sur les options de production d’électricité au Canada en visitant le site Web de l’ACÉ au www.canelect.ca.
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1. Récemment, l’ACÉ a réalisé une série de projets pilotes cofinancés par Ressources naturelles Canada qui, ensemble, ont mené à l’établissement d’une mesure objective de la performance environnementale de cinq technologies de production (gaz naturel, nucléaire, hydroélectricité, éolien et charbon). Bien que de nature hautement technique et analytique, les résultats de l’étude aideront l’industrie, les décideurs gouvernementaux et, à terme, les consommateurs à mieux comprendre comment les diverses technologies de production peuvent répondre à une norme environnementale clairement établie. Voir à ce sujet le document intitulé « An Environmental Assessment of Selected Canadian Electric Power Generation Systems Using a Site-Dependent Life-Cycle Impact Assessment Approach », Scientific Certification Systems, Emeryville, CA, 2004, www.scscertified.com/electricity.
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SITUATION DU CANADA ET PERSPECTIVE
Depuis la construction de la première centrale hydroélectrique, à la chute des Chaudières, en 1886, le Canada a, de manière constante, effectué des percées technologiques au chapitre de l’aménagement et de l’utilisation de ses ressources naturelles pour la production d’électricité. L’hydroélectricité, le charbon, le pétrole, le gaz, l’uranium, l’éolien et la bio- masse font partie de son portefeuille de production selon la disponibilité de ces ressources dans chaque région et la tech- nologie qu’il est possible d’y appliquer. En outre, les recherches se poursuivent sur des moyens d’appliquer les nouvelles ressources ou les nouvelles technologies utilisant les ressources existantes.
Le Canada dispose d’un portefeuille de production d’électricité diversifié, qui comporte une gamme élargie de technolo- gies éprouvées et nouvelles (voir la figure 1). L’hydroélectricité y occupe la part la plus importante, assurant environ 60 % de cette production, suivie des combustibles fossiles (charbon, gaz naturel et mazout), à 28 %, et du nucléaire, à 12 % (cette part est en progression compte tenu des remises à neuf prévues). L’éolien, la bioénergie et d’autres sources font désormais partie de ce portefeuille même si, ensemble, ils ne représentent qu’environ 2 % de la production canadienne d’électricité.
La croissance démographique, l’expansion de l’économie et le recours accru à de l’équipement électrique feront que la demande d’électricité continuera de croître à un taux moyen de 1,5 à 2 %. Les initiatives d’efficacité énergétique et de gestion de la demande des entreprises d’électricité contribuent à atténuer les pressions sur le réseau tout en permettant aux consommateurs de mieux gérer leurs frais d’énergie. Toutefois, dans un rapport présenté en 2003 [ONE 2003], l’Office national de l’énergie (ONE) a souligné l’envergure des nouvelles installations de production qui seront nécessaires pour combler cette croissance. Si l’on s’appuie sur la moyenne de deux scénarios de l’ONE, l’offre d’électricité devra atteindre 814 TWh en 2020 pour répondre aux besoins. L’ACÉ estime que l’application de mesures d’efficacité énergétique permet- trait de réduire ce chiffre à environ 779 TWh. Par ailleurs, compte tenu de la mise au rancart prévue, d’ici 2020, d’environ 20 % des installations qui étaient en service en 2000, la croissance nécessaire de l’offre devra également répondre à ce manque à produire.
C’est ainsi qu’en 2020, les nouvelles installations devront produire au total 314 TWh. Compte tenu d’une puissance de production de 111 000 MW en 2000 (dont on devra soustraire 20 % d’ici 2020 à cause des mises au rancart), l’ACÉ prévoit qu’il faudra ajouter 60 000 MW à la production d’ici 2020 pour combler la croissance de la demande ainsi que les besoins liés aux remplacements de centrales.
Hydro 58 % Nucléaire
12 %
Charbon 19 % Gaz naturel
6 % Mazout
3 %
Autres 2 %
Figure 1 –Production d’électricité nette au Canada, 2003 Total = 567 TWh
N O T I O N S D E B A S E D E L A P R O D U C T I O N D ’ É L E C T R I C I T É
Comment produit-on de l’électricité ?
La façon la plus courante de produire de l’électricité consiste à faire tourner un champ magnétique dans des bobines de fil (l’électricité photovoltaïque est produite sans pièces mécaniques). Le dispositif utilisé pour transformer le mouvement de rotation (énergie cinétique) en énergie électrique est appelé génératrice ou alternateur. La conception et le fonction- nement de la génératrice détermineront la tension, la fréquence et la phase de l’électricité. La fréquence électrique de chaque génératrice doit correspondre à celle du réseau électrique (60 cycles par seconde [hertz ou Hz] dans la plus grande partie de l’Amérique du Nord) pour que le réseau reste stable. La tension électrique est commandée de manière à assurer l’efficacité maximum du réseau et est adaptée aux diverses pièces d’équipement du réseau et, à terme, aux besoins de l’utilisateur final.
Pour produire du courant alternatif, il est nécessaire d’introduire de l’énergie dans la génératrice par un mouvement de rotation. Il existe différentes manières de produire ce mouvement de rotation à partir de sources d’énergie disponibles : l’énergie cinétique du vent ou de l’eau courante peut actionner un aérogénérateur ou une roue hydraulique. Par ailleurs, on utilise des cycles de chaleur pour convertir l’énergie stockée dans un combustible en un mouvement de rotation d’une génératrice (voir l’illustration d’un cycle de chaleur type à la figure 2).
7
Température
Générateur
Turbine Condensateur
Eau/vapeur
Pompe à pression
Réchauffeur/
chaudière
Surchauffeur Figure 2 –Cycle de vapeur classique
Comment fonctionne le réseau électrique ?
Après que l’électricité a été produite, sa tension est augmentée par des transformateurs ; elle est ensuite acheminée vers le client par le truchement du réseau électrique, qui comprend des lignes de transport en bloc et des lignes de distribution locale. Les lignes de transport à haute tension (c.c. ou c.a.) (voir la figure 3) acheminent l’électricité des centrales aux postes de transformation, à proximité des points de con- sommation. Le courant est alors porté à un niveau de tension plus bas pour être acheminé sur les réseaux de distribution locaux et être livré à chaque consommateur.
La demande d’électricité est très variable d’un moment à l’autre de la journée et d’une période à l’autre de l’année. Le bon fonctionnement des réseaux électriques exige qu’il y ait un équilibre entre la production d’élec- tricité et la demande. Actuellement, il n’existe pas de technologies per- mettant de stocker l’électricité pour équilibrer la demande ou le cycle de charge ; en d’autres mots, l’électricité doit être produite sur demande et consommée immédiatement. Si la production est plus élevée ou plus faible que la demande, la fréquence et la tension changent, ce qui peut causer des problèmes techniques ou même des pannes. En général, il est néces- saire de disposer d’un ensemble de ressources pour faire correspondre la production et la demande d’électricité (figure 4).
En général, les exploitants de réseaux électriques « mobilisent » les groupes de production en fonction, principalement, du coût d’exploitation ou du prix du marché, cherchant d’abord à recourir aux groupes les plus économiques pour le profil de charge prévu. C’est pourquoi les centrales les moins coûteuses à exploiter fonctionnent à pleine capacité la plupart du temps (dans la figure 4, ce sont les centrales au charbon, nucléaires et hydroélectriques). Le parc de production particulier d’une entreprise ou d’un groupe d’entreprises de production varie en fonction des ressources disponibles, des différentes caractéristiques et des économies liées aux choix de sources d’énergie disponibles ainsi que des restrictions imposées, comme l’interdiction d’utiliser certaines sources d’électricité durant les jours de smog.
Figure 3 –L’électricité est acheminée par des lignes à haute tension des centrales aux postes de transformation.
6
Les installations de production d’électricité renouvelable autres que les barrages hydroélectriques sont en général conçues pour produire au maximum ; en d’autres mots, l’énergie qu’elles peuvent produire à toute heure du jour est entièrement acheminée sur le réseau d’électricité, ce qui change la manière dont la production des autres sources doit être ache- minée. Cela peut réduire ou changer de façon importante la nécessité de faire fonctionner des centrales de pointe et, dans certains réseaux, cela peut modifier la façon d’utiliser une partie de la capacité de charge de base. Les énergies renouvelables à caractère hautement intermittent, comme l’éolien, ont des incidences sur l’ensemble des autres modes de production du réseau. Celles-ci doivent en outre réagir rapidement aux fluctuations de production des centrales axées sur les énergies renouvelables, notamment, par exemple, lorsque le vent cesse de souffler.
9 8
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 22000 24000
1
Charge (MW)
Hydroél. Nucléaire Charbon Mazout Gaz Hydroél. de pointe
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Figure 4 –La courbe charge-offre de l’Ontarioillustre comment la demande fluctue dans la journée (les pointes de demande se produisent dans la matinée et le soir) et comment les différentes ressources comblent cette charge. Les courbes charge-offre diffèrent dans chaque province, selon la demande régionale et la composition du parc de production.
(Source :ECSTF 2004)
Trois qualités principales décrivent chaque mode de production et le rôle qu’il peut jouer dans le portefeuille de production d’électricité :
1) La puissance garantie :Capacité d’une installation de production de répondre à la demande à n’importe quel moment.
La plupart des centrales à énergie fossile, par exemple, peuvent fonctionner à pleine capacité environ 85 % du temps.
Cela signifie qu’elles sont très fiables et qu’elles peuvent servir à combler les besoins de base et de pointe (selon la technologie utilisée). Les sources d’énergie intermittentes, telles l’éolien, ne sont pas fiables quand il s’agit d’assurer une puissance garantie.
2) Capacité de mobilisation : Capacité de réagir à une modification de la demande (ou charge) lorsque les clients mettent différentes charges électriques sous tension ou hors tension. Certaines technologies, comme les centrales au gaz naturel (si elles fonctionnent à faible régime en tant que réserve tournante) ou les centrales hydroélectriques à réservoir, sont en mesure de réagir très rapidement aux fluctuations de charge, ce qui leur permet de répondre à la demande de pointe. Les centrales au charbon peuvent, elles aussi, adapter leur production aux cycles des charges et aux cycles marche-arrêt quotidiens. Les centrales nucléaires conviennent davantage à la charge de base, leur produc- tion ne pouvant être modifiée rapidement. Les technologies axées sur les énergies renouvelables à fonctionnement intermittent ne peuvent répondre de manière fiable aux demandes de pointe. Toutefois, la plupart des installations de production axées sur la biomasse peuvent réduire ou augmenter leur production en fonction de la charge.
3) Production annuelle :Quantité totale d’électricité produite par une installation durant un an. La planification à long terme de la production, à des fins d’assurance de l’approvisionnement, exige de faire en sorte qu’il y ait suffisamment de groupes de production disponibles pour combler la demande actuelle et future, y compris pour faire face aux événe- ments imprévus. Il est possible d’évaluer la puissance de production annuelle avec un certain niveau d’assurance peu importe la technologie utilisée. On peut utiliser la production annuelle prévue de concert avec les deux critères men- tionnés précédemment et avec la demande de puissance et d’énergie prévue pour déterminer la nécessité d’aménager de nouvelles centrales.
EXPOSÉ COMPARATIF DES TECHNOLOGIES DE PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ
Nous vous présentons un exposé comparatif sommaire des options de production d’énergie. Les décisions entourant le choix des sources d’énergie à exploiter dans l’avenir sont liées à plusieurs critères. Parmi les plus importants, mention- nons le prix de l’électricité, les entreprises de production s’efforçant de garder les factures de leurs clients au niveau le plus bas possible. Les critères environnementaux jouent également un rôle important, les projets susceptibles d’avoir des incidences indues sur le milieu étant souvent rejetés par le public. Certaines technologies abordées n’ont pas atteint un niveau de perfectionnement encore suffisant, de sorte qu’on ne peut s’attendre à ce qu’elles jouent un rôle important dans la planification énergétique à moyen terme (soit au cours des cinq à dix
prochaines années). Enfin, le potentiel de ressources de chaque technologie est important et détermine dans quelle mesure et dans quelles régions du pays il peut contribuer à combler nos futurs besoins en matière de production d’électricité.
Potentiel de ressources
La figure 5 donne un bref aperçu du potentiel de ressources de chaque technologie.
Les potentiels techniques qui y sont mentionnés sont ceux que l’industrie considère réalisables dans le contexte socioéconomique du Canada. Les chiffres indiqués sont préliminaires et les potentiels de développement réels dépendront de plusieurs fac- teurs, dont les coûts futurs, les politiques énergétiques et environnementales adop- tées ainsi que l’acceptation par le public de chaque technologie.
En 2003, la demande d’électricité s’est élevée à environ 530 TWh au Canada. Selon la moyenne de deux scénarios de l’ONE établis en 2003, la demande atteindra 730 TWh d’ici 2020, pour un taux de croissance de 1,8 % par an. L’ACÉ s’attend quant à elle à ce qu’elle augmente à un rythme de 1,5 à 2 % par an. L’écart entre la demande actuelle et celle de 2020, puis de 2050, doit être comblé par de nouvelles installations de production. Il est facile de constater qu’il faudra compter sur tous les modes de production et de réduction de la demande pour combler la demande à long terme si les taux de croissance actuels se maintiennent.
L’hydroélectricité comble déjà environ 60 % des besoins en électricité du Canada. On estime que le potentiel écologiquement et socialement acceptable d’aménagement de nouvelles installations permettrait de doubler la puissance installée actuelle à ce chapitre. On a établi des évaluations assez conservatrices du potentiel de production d’électricité du charbon, du gaz naturel et du nucléaire, soit un ajout de 10 000 MW à la puissance actuelle pour chacune de ces technologies. Même si on prévoit qu’il serait possible de recourir à l’énergie nucléaire durant environ 130 années au taux actuel de consommation de l’uranium, ce combustible pourrait être utilisé durant au moins 10 000 ans si on recourait au retraitement du combustible usé. La technologie de réacteur CANDU permet de prolonger l’utilisation du combustible nucléaire, puisque
11
Le potentiel de production future de la plupart des technologies n’a pas été évalué avec précision pour le Canada et les chiffres mentionnés ici sont encore préliminaires.
Si la demande canadienne d’électricité continue de croître à son rythme actuel, il faudra recourir à un ensemble de technologies classiques et nouvelles de production pour la combler.
ce type de réacteur peut utiliser du combustible irradié d’autres types de réacteur. On prévoit que la puissance de pro- duction des installations au gaz naturel augmentera au cours des prochaines années, mais la hausse des prix de ce com- bustible, la stagnation de sa production et la baisse des réserves pourraient limiter cette progression. Le rôle joué par les approvisionnements mondiaux de gaz naturel liquéfié (GNL) et par le prix de ce combustible aura un impact important sur le recours futur à la production axée sur le gaz naturel. On estime par ailleurs que l’accroissement de la production axée sur le mazout sera minime.
La Clean Air Renewable Energy Coalition (CARE 2004) évalue la puissance liée à la biomasse à entre 49 et 154 TWh, ce qui est considéré comme élevé par plusieurs intervenants ; une partie importante de la biomasse résiduelle du secteur des forêts est déjà en cours d’utilisation et même s’il existe un fort potentiel non encore exploité dans le tapis forestier à la suite des opérations de récolte de bois, les ressources supplémentaires ne peuvent pas être trans- portées économiquement aux installations utilisant la biomasse. Il est possible d’obtenir davantage de biomasse des plantations, mais cela augmenterait les coûts de l’électricité. La production possible à partir de toutes les autres sources a été établie en fonction des valeurs potentielles, selon la puissance et les facteurs de puissance liés à chaque technologie. Cependant, certaines sources, comme l’éolien au large des côtes et l’énergie des vagues (houlomotrice), n’ont pas été évaluées avec suffisamment de précision pour être illustrées.
Le potentiel de réduction de la consommation d’électricité lié à la gestion de la demande a été extrapolé, à partir du potentiel de 1 700 MW (puis- sance de pointe hivernale sûre) établi pour la Colombie-Britannique, à environ 17 000 MW pour tout le Canada. Il importe de souligner que l’évalua- tion sur laquelle s’appuie le graphique a été établie pour jusqu’en 2025 et qu’on pourra mettre en œuvre d’autres initiatives de gestion de la demande par la suite, ce qui augmente le potentiel global. BC Hydro estime que son programme Power Smart peut lui permettre d’économiser le tiers de l’augmentation de la demande prévue, soit 3 500 GWh d’ici 2012. Compte tenu du fait qu’il n’est pas assuré qu’il sera possible de réaliser avec succès davantage de gains d’efficacité énergétique, l’entreprise fonde sa stratégie sur les nouvelles sources d’énergie pour les deux autres tiers de la demande supplémentaire d’électricité. On vise le même pourcentage pour les mesures de gestion de la demande liées au programme Power Smart de Manitoba Hydro.
0 200 400 600 800 1000 1200
Gestion actuelle (2003) Hydroél. - Réservoirs Centrales au fil de l’eau Nucléaire Gaz naturel
Avec retraitement de l'uranium
Évaluation élevée Prévision de l'Office national de l'énergie Croissance de la demande de 1,5 % par an dans un scénario de statu quo
Mazout Charbon Récupération de chaleur Bioénergie Géothermique Éolien Solaire - PV Marées Vagues Gestion de la demande Demande en 2020 Demande en 2050
TWh par an
Répartition des ressources
Le Canada, qui est le deuxième plus grand pays au monde pour sa superficie, offre une topographie, une économie et un bassin de ressources très diversifiés. Cette situation se reflète dans le secteur de l’électricité – ainsi, la Colombie- Britannique, le Manitoba et le Québec recourent principalement à l’hydroélectricité pour assurer leur production, alors que la Nouvelle-Écosse, la Saskatchewan et l’Alberta misent principalement sur le charbon (voir la figure 6). Ces différences résultent principalement du bassin de ressources énergétiques dont dispose chaque province.
De la même manière, les énergies renouvelables nouvelles, telles l’éolien, ne sont pas également disponibles partout au Canada : les ressources éoliennes de la Colombie-Britannique, par exemple, sont situées le long de ses côtes. Par ailleurs, l’Alberta dispose de très bonnes ressources éoliennes, mais la C.-B., le Manitoba et le Québec ont en général des ressources hydroélectriques plus abondantes. On trouve aussi d’importantes ressources éoliennes dans les autres provinces des Prairies de même que le long des rives des Grands Lacs, en Ontario, et sur toutes les zones côtières du Québec et des Maritimes.
La qualité de ces ressources peut aussi varier, l’énergie éolienne pouvant être plus ou moins intermittente d’une région géographique à l’autre. Ces différences signifient qu’on ne peut recourir à un ensemble prédéterminé de sources d’énergie classiques ou nouvelles dans une région donnée. La planification énergétique intégrée doit plutôt être fondée sur l’utilisation des ressources disponibles localement.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
C.-B.
Alberta Saskatchewan
Manitoba Ontario
Québec Atlantique
TWh
Enquête d’industrie Canada 2151 Source : Statistique Canada
* Centrales thermiques à vapeur (principalement axées sur le charbon) 42
164
1,8 5
37 45
63
6,7 33
0,5 2,3
13
1,5 50
7,7 43
2,5 0,3 0,2 1,5
26
5
Hydroélectricité.
Thermique classique*
Nucléaire
Turbine à combustion Figure 6 – Sources de production d’électricité actuelles par province/région (Source : ACÉ 2004) Figure 5 – Demande d’électricité et potentiel technique des
nouvelles technologies de production au Canada (Source : ACÉ 2005)
13
12
Certaines initiatives ont pour objet de cartographier les ressources renouvelables nouvelles, comme l’éolien, l’hydroélec- tricité au fil de l’eau et autres. La figure 8 illustre le fruit d’une démarche fédérale en ce sens. On constate que la C.-B.
dispose de faibles ressources éoliennes, alors que dans les Prairies, dans l’est du Québec et dans un certain nombre de provinces maritimes, le vent atteint des vitesses assez élevées.
Certaines entreprises d’électricité du Canada sont de propriété publique, alors que d’autres sont des sociétés privées évoluant dans un marché déréglementé. Le fait que certaines d’entre elles exportent également de l’électricité aux États- Unis a aussi des incidences sur le portefeuille de production qu’elles veulent constituer : par exemple, Hydro-Québec a pour stratégie d’aménager de grandes installations hydroélectriques pour exporter de l’énergie aux États-Unis ; Manitoba Hydro songe actuellement à y exporter de l’énergie éolienne. Outre les facteurs liés aux coûts, des préférences historiques, politiques et autres peuvent dicter le choix des technologies de production d’électricité dans plusieurs provinces.
Même si l’électricité peut être acheminée sur de longues distances par le truchement de lignes d’énergie, les facteurs économiques des projets ne permettent pas, souvent, la mise en place de lignes de transport pour une nouvelle installa- tion ne pouvant être construite près de celles déjà en place. C’est pourquoi il n’est possible d’exploiter certaines ressources qu’à proximité de lignes de transport disposant d’une puissance non encore utilisée. Certains gouvernements essaient d’éliminer certains obstacles en ayant recours à des partenariats public-privé. Parfois, il est possible de partager les coûts entre plusieurs projets pour financer les nouvelles lignes de transport ou pour mettre à niveau des lignes déjà en place.
Le tableau 1 démontre que plusieurs technologies de production ne peuvent être mises en œuvre que si la ressource est disponible localement. Chacune des provinces, quelle qu’elle soit, peut n’utiliser de manière économique que quelques technologies ; par exemple, le charbon peut être transporté par chemin de fer à faible coût et peut donc être utilisé à n’importe quel endroit desservi par ce mode de transport au Canada. Par contre, les centrales géothermiques ne sont économiques qu’à certains lieux de la Colombie-Britannique où on retrouve des réservoirs géothermiques près de la surface du sol.
15 14
Figure 8 –Vitesse des vents au Canada –
bleu : faible, jaune : modérée, rouge : élevée (Source : Atlas canadien du vent, 2004) Bien qu’il y ait certains échanges d’électricité entre les provinces, plusieurs
d’entre elles disposent d’interconnexions plus importantes sur l’axe nord-sud (voir la figure 7, qui illustre les liens de transport à l’intérieur du Canada et entre le Canada et les États-Unis) pour le lucratif commerce de l’électricité avec les États- Unis plutôt que sur l’axe est-ouest, ce qui permettrait l’émergence d’un marché pancanadien de l’électricité. Les interconnexions entre les réseaux provinciaux ayant souvent une moindre capacité de transfert, elles ne permettent pas l’envoi de suffisamment d’électricité (« transit ») par delà les frontières provinciales pour combler les importants déficits de provinces voisines. Par exemple, la puissance de transport de l’interconnexion actuelle entre l’Ontario et le Manitoba n’est que de 200 MW – ce qui équivaut à la puissance d’une petite centrale. Par contre,
l’interconnexion entre le Manitoba et les États-Unis a une puissance de 1 850 MW (soit l’équivalent de celle d’une très grande installation hydroélectrique) ; par ailleurs, jusqu’à 3 100 MW de puissance peut transiter entre l’Ontario et les États- Unis. Néanmoins, l’ensemble des interconnexions ne peut assurer que 10 % à 15 % des besoins de cette province au chapitre de la production de pointe. Des propositions ont été présentées afin d’atténuer ce problème, notamment la construction d’une importante ligne de transport qui permettrait d’acheminer de l’hydroélectricité à grande échelle de Terre-Neuve et du Québec ou du Manitoba vers l’Ontario.
Figure 7 –Principaux liens de transport interprovinciaux du Canada (Source : ONE 2003)
L’éventail de production d’électricité est fonction des ressources dont dipose chaque province.
17 16
1 Émissions de gaz à effet de serre résultant du processus de conversion de l’énergie seulement, et non de la fabrication ou de la construction.
2 Il est difficile de comparer la consommation d’eau pour les différentes technologies. Dans les centrales hydroélectriques et dans les centrales thermiques classiques et nucléaires, l’eau est utilisée en grande partie sans être consommée. Les centrales thermiques classiques peuvent produire certaines pertes d’eau par évaporation ainsi que des décharges thermiques dans les bassins hydrographiques à l’intérieur de limites maximums. Les barrages hydroélectriques ne causent pas de décharges thermiques, mais ont des incidences sur les courbes de débit.
3 À partir de la gestion des cendres et (ou) du traitement des gaz de combustion.
Codes de couleurs :VERT – impact très faible ou nul ; ORANGE : faible impact ; OCRE : impact moyen ; BLEU : impact important
Développement technologique
Toutes les technologies n’en sont pas au même stade de développement. Toutes continuent cependant de faire l’objet de travaux de recherche-développement et certaines peuvent être considérées « éprouvées » et commerciales, alors que d’autres sont encore en émergence et au stade précommercial. Le tableau 1 offre un tour d’horizon de l’état de développement de chaque type de technologie. La plupart de celles qui y sont présentées sont au stade commercial ou devraient atteindre ce niveau d’ici la prochaine décennie. Cela signifie qu’elles devraient toutes être disponibles pour répondre aux besoins en électricité à moyen terme du Canada.
Tableau 1 –Comparaison technologique des technologies de production et dépendance à l’égard de la ressource locale
TECHNOLOGIE STADE DÉPENDANCE VIS-À-VIS DE LA RESSOURCE LOCALE
ÉLEVÉE MOYENNE FAIBLE
Gestion de la demande Commercial ■
Hydroélectricité ■
Réservoir Commercial
Au fil de l’eau Commercial Turbines immergées Précommercial
Nucléaire Commercial ■
Gaz naturel ■
Cycle unique Commercial
Cycle combiné Commercial
Mazout Commercial ■
Charbon ■
Classique Commercial
« Charbon épuré » avec capture En démonstration et séquestration du CO2 et en conception
Récupération d’énergie Commercial ■
Bioénergie ■
Chaudières-biomasse Commercial Petits systèmes de cogénération Précommercial
Incinérateurs de déchets Commercial Bio-huile Précommercial
Digesteur Commercial
Énergie géothermique Commercial ■
Énergie éolienne Commercial ■
Solaire-PV Commercial ■
Énergie marémotrice Expérimental ■
Énergie houlomotrice Précommercial ■
Incidences environnementales
Le tableau 2 présente une comparaison qualitative des différentes options de production d’électricité pour ce qui est de leurs impacts environnementaux potentiels (cycle de vie).
Technologie Polluants atmos- GES1 Impacts sur l’utilisation Extraction Déchets Autres
phériques courants de l’eau2
Gestion Aucun Aucun Aucun Non Élimination de Réduction de la demande =
de la demande l’équipement réduction des émissions
remplacé
Hydroél. à réservoir Aucun Faibles Modification de la courbe de débit Non Non Migration des poissons; inondation
Hydroélectricité au Aucun Aucun Minimes Non Non Peut nuire aux
fil de l’eau activités récréatives
Nucléaire Aucun Aucun Décharge thermique Oui Radioactifs Besoin élevé d’eau de refroidissement
Gaz naturel Faibles Moyens Décharge thermique Oui Non Besoin d’eau de
refroidissement modéré
Mazout Élevés Élevés Décharge thermique Oui Oui3 Besoin d’eau de
refroidissement modéré Charbon classique Élevés Élevés Décharge thermique Oui Oui3 Besoin d’eau de
refroidissement mod./élevé
« Charbon épuré » Faibles Moyens Décharge thermique Oui Oui3 Consommation de
avec captage et séquestration du C02 charbon accrue par MWh
Récupération Aucun Aucun Faibles Non Non
d’énergie
Bioénergie Faibles Aucun Faibles Non Oui3 Fertilisant pour
cultures énergétiques
Énergie géothermique Aucun Faibles Faibles Non Oui Odeur
Énergie éolienne Aucun Aucun Aucun Non Non Destruction d’oiseaux/de chauves-souris
Solaire-PV Aucun Aucun Faibles Pour la Non Forte consommation
fabrication d’énergie durant la
seulement fabrication
Énergie marémotrice Aucun Aucun Sans consommation Non Non Autres impacts inconnus Énergie houlomotrice Aucun Aucun Sans consommation Non Non Autres impacts inconnus Tableau 2 –Impacts environnementaux des technologies de production d’électricité
des cellules solaires. Étant donné que ces cellules sont de moins en moins coûteuses et que leur fabrication exige moins de matériaux et d’énergie, on peut s’attendre à ce que les émissions liées à leur fabrication diminuent. De même, les émissions relatives au «charbon épuré» mentionnées dans le tableau ne tiennent pas compte de la possibilité de séques- tration du dioxyde de carbone, qui pourrait devenir économique dans l’avenir et dont on s’attend à ce qu’elle entraîne une baisse des émissions de CO2jusqu’à un niveau de 130 à 300 g par kWh. Dans l’ensemble, les sources d’énergie renou- velables et nucléaires produisent peu d’émissions atmosphériques, alors que les combustibles fossiles en produisent au moins deux fois plus par unité d’électricité produite.
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En ce qui concerne les émissions atmosphériques, le tableau est quelque peu simplifié, ne tenant compte que des émissions pen- dant le fonctionnement du système énergétique, et non des émissions liées au transport du combustible ou pendant la fab- rication. L’extraction (pour les mines ou la production pétrolière et gazière) peut avoir des impacts environnementaux négatifs (pollution de l’eau, détérioration des paysages et perturbation de la faune). Même si l’activité agricole liée à la culture énergé- tique n’est pas la même que pour les mines, elle augmentera les impacts environnementaux liés à la production axée sur la biomasse à cause de l’utilisation de fertilisants, de pesticides et d’autres apports agricoles. Dans le cas de la production axée sur les combustibles fossiles, les déchets sont principalement produits par la manipulation des cendres et l’élimination des gaz de combustion. Pour ce qui est de l’énergie nucléaire, les déchets sont produits par le combustible irradié; leur quantité est moins grande que dans le cas de la production axée sur les combustibles fossiles, mais ils sont radioactifs et exigent une
gestion à long terme. On pourrait mentionner plus d’aspects qu’on n’en présente dans la dernière colonne, mais, pour des besoins de concision, on n’a mentionné que les principaux impacts mentionnés dans les débats publics. Il importe de souligner que, non seulement l’éolien, mais toutes les technologies ont des impacts visuels: les éoliennes réparties sur un grand secteur sont très visibles et il en est de même des tours de refroidissement des grandes centrales au charbon et nucléaires, même si on a tendance à mettre en place des groupes à tirage mécanique plus petits qui permettent de réduire leur visibilité.
Les ressources renouvelables comme l’énergie éolienne et solaire ne produisent aucune émission atmosphérique au stade de la production de l’énergie. Cependant, l’évaluation des cycles de vie démontre que tous les systèmes de production d’électricité produisent des émissions et des déchets parce que la fabrication de leurs composants et leur construction exigent de l’énergie et des matériaux. Ainsi, le béton nécessaire à la construction d’une centrale nucléaire produit une certaine quantité d’émissions de GES. Toute centrale électrique doit fonctionner durant un certain nombre de semaines ou de mois pour produire la quantité d’électricité qu’a nécessité la fabrication de ses composants. Des quantités impor- tantes de sources d’énergie renouvelable intermittentes sur le réseau peuvent aussi mener à une augmentation des émis- sions produites par les combustibles fossiles si ceux-ci sont utilisés comme énergie de réserve pour équilibrer la production fluctuante liée aux énergies renouvelables. La figure 9 illustre les émissions représentatives de dioxyde de carbone, d’oxyde d’azote et de dioxyde de soufre liées à la plupart des sources d’énergie qui sont potentiellement viables au Canada.
Étant donné que toutes les technologies font l’objet d’améliorations constantes, le graphique ne donne qu’un instantané de la situation et n’illustre pas nécessairement les émissions particulières d’une nouvelle centrale au Canada aujourd’hui.
On peut s’attendre à ce que les centrales modernes soient plus performantes au plan environnemental que les centrales plus vieilles à plusieurs égards, y compris au plan des émissions atmosphériques. Par exemple, les émissions atmos- phériques liées aux panneaux solaires photovoltaïques sont causées par des émissions indirectes durant la fabrication
0 500
Grandes centrale s hydro
él.
Petites centrales
hydroél. NucléaireGaz naturel Mazout Diesel Charbon (DES)
Charbon-DGC et NOx faibles
Charbon épur
é
Cultures
énergétiques, biomasse Géothermique
Éolien Solaire, PV
Émissions de GES (grammes par KWh) Émissions de NOx et de SOx (grammes par KWh)
1 000
0 5 15
10
CO2 SO2 NOx
Des : Dépoussiéreurs électrostatiques (contrôle de la poussière seulement) ; Dgc : Désulfuration des gaz de combustion
Figure 9 –Émissions atmosphériques liées à la production d’électricité sur un cycle de vie (fondées sur les données de 1998 de l’AIE)
Toutes les technologies de pro- duction produisent des émissions atmosphériques pendant leur cycle de vie. Certaines technologies nouvelles, comme la séquestration du CO2, pourraient faire en sorte que certaines technologies fossiles présentent des niveaux d’émis- sions semblables à ceux des tech- nologies axées sur les énergies renouvelables nouvelles.
Capacité des technologies de répondre aux fluctuations de la demande d’électricité
Les exploitants de réseaux électriques doivent voir à ce que la demande d’électricité soit comblée en tout temps. Pour assurer un bon équilibre entre la production et la demande, on a recours à une combinaison de centrales de base et de centrales de pointe. Certaines technologies peuvent, mieux que d’autres, répondre à l’un ou l’autre de ces deux types de besoin. Les technologies fonctionnant par intermittence permettent d’assurer une production de base limitée et on ne peut pleinement compter sur elles pour combler la demande de pointe. Toutefois, plus leur production est prévisible, plus elles peuvent être prises en compte dans la planification à long terme
et à court terme. Le tableau 3 classe les différentes technologies selon leur capacité respective de combler les besoins de base ou de pointe. Pour assurer la fiabilité du réseau, il est nécessaire de combiner des centrales de base et de pointe de manière à pouvoir répondre aux fluctuations de la demande à tout moment de l’année.
Si on compare les caractéristiques des diverses sources d’énergie, on constate que les centrales de pointe sont principalement des centrales thermiques fonctionnant au gaz et au mazout ainsi qu’au charbon ou des centrales hydroélectriques à réservoir. Aux endroits où on dispose de ces ressources en grande quantité, il est techniquement possible d’intégrer au réseau un nombre limité de centrales à énergie renouvelable à production intermittente.
Si la puissance de pointe doit être accrue durant les périodes où les sources intermittentes offrent une faible production, il faut ajouter des centrales de pointe ou utiliser des installations per- mettant le stockage (comme des centrales à réserve pompée, des batteries ou de l’hydrogène) pour garantir un approvisionnement adéquat et fiable en tout temps.
Les mêmes conditions s’appliquent dans le cas des variations saisonnières de la disponibilité des sources d’énergie: le prix ou la disponibilité de certaines d’entre elles peut varier selon les saisons. Ainsi, la biomasse provenant de planta- tions ne peut pas être récoltée en hiver et doit à ce moment être entreposée ou remplacée par un autre combustible (fos- sile) si elle n’est pas disponible. De même, la production éolienne est deux fois plus élevée en hiver qu’en été. Le tableau 4 résume ces aspects pour chaque source d’électricité. La variabilité de certaines sources d’énergie laisse croire qu’on devrait les combiner à d’autres sources pour compenser toute fluctuation de l’ensemble du parc de production.
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Tableau 3 –Capacité des technologies de fournir l’électricité de base et de pointe
TECHNOLOGIE CARACTÉRISTIQUES COMMENTAIRES
Gestion de la demande Charge de pointe et de base Réduit la demande de pointe ou déplace la charge. Certaines mesures permettent d’abaisser la consommation sur toute l’année (charge de base).
Hydroélectricité
Réservoir Charge de base et de pointe La production peut changer rapidement.
Au fil de l’eau Charge intermittente et de base Selon le cas; soumise aux changements dans les débits Turbines immergées Charge de base saisonniers, qui peuvent être importants dans le cas de très
petites installations, mais plus accessoires dans celui de grandes installations sur les grands cours d’eau.
Nucléaire Charge de base Possibilité limitée de changer la production
Gaz naturel
Turbine à cycle unique Charge de pointe Possibilité de modifier rapidement la production, même dans le cas de fluctuation brusque de la demande (pointes extrêmes).
Trop coûteuse pour la charge de base.
Turbine à cycle combiné Charge intermédiaire et de base Possibilité limitée de modifier la production.
Mazout Charge de pointe Possibilité de modifier rapidement la production
Charbon Charge de base, intermédiaire Utilisé principalement pour la charge de base, mais possibilité et de pointe (mais non de modifier la production en cas de pointe.
les pointes extrêmes)
Récupération d’énergie Charge de base En général, fonctionnement selon des facteurs d’utilisation élevés Bioénergie
Chaudières-biomasse Charge de base/pointe Il est possible de modifier quelque peu la production des Petit systèmes de cogénération Charge de base/pointe systèmes axés sur la biomasse, mais ceux-ci ne sont pas aussi
Incinérateur de déchets Charge de base/pointe souples que les centrales au pétrole et au gaz naturel.
Bio-huile Charge de base/pointe La bio-huile est un combustible dispendieux.
Digesteur Charge de base
Énergie géothermique Charge de base Exige une production continue, c.-à-d. en mode charge de base, en raison du coût en capital élevé.
Éolien Intermittent Permet de réduire la production des centrales de pointe
lorsque les éoliennes fonctionnent, mais exige de l’énergie de réserve durant les périodes de faible production.
Solaire, PV Durant le jour. Charge de base Répond principalement à la demande de pointe durant le jour.
et de pointe. Intermittent
Énergie marémotrice Intermédiaire La production est très régulière et peut être planifiée avec beaucoup de précision pour être adaptée à celle des centrales de base et de pointe.
Énergie houlomotrice Intermittente Voir les commentaires relatifs à l’éolien.
Il est nécessaire de disposer d’une combinaison de centrales de base et de pointe pour répondre aux fluctuations de la consomma- tion d’électricité. Les grandes centrales hydroélectriques et les centrales thermiques sont en mesure de répondre à la demande de pointe, contrairement aux sources d’énergie renouvelables nouvelles, dont la production est souvent intermittente.
23 22
Coûts de production
Le coût de l’électricité2représente un facteur critique des décisions entourant la manière de gérer un portefeuille de pro- duction d’électricité. Le facteur qui distingue les combustibles fossiles du nucléaire ou de l’énergie renouvelable pour la production d’électricité est la volatilité des prix, en particulier ceux du pétrole et du gaz naturel. On prévoit une tendance à long terme à la hausse des prix des combustibles fossiles, mais une tendance à la baisse de ceux de la production nucléaire et de la plupart des sources d’énergie renouvelables, sauf la biomasse, où le coût du combustible constitue un facteur plus crucial. Par contre, les prix de l’électricité dans le cas des options exigeant des investissements en capital initiaux élevés sont tributaires des taux d’intérêt. Si les taux augmentent, ces options à forte densité de capital devien- dront moins économiques et moins concurrentielles.
La figure 10 présente les échelles de coûts de production d’installations nouvelles représentatives pour la plupart des technologies disponibles au Canada. On y mentionne les coûts de production durant le cycle de vie, ce qui comprend les dépenses d’équipement, les frais de combustible, d’exploitation et d’entretien, mais non les coûts externes, comme les coûts liés aux impacts environnementaux et aux effets sur la santé. Nous vous prions de noter que les coûts de certaines technologies nouvelles, comme l’énergie des marées et des vagues, sont fondés sur des prévisions, alors que ceux des sources d’énergie classiques sont les coûts réels observés à des installations de production canadiennes.
Pour comparer le coût de la production nouvelle avec les prix actuels de l’électricité, on affiche le prix moyen de l’électricité en gros au Canada – qui varie de 4,7 cents le kWh à plus de 7 cents dans cer- taines provinces. En cas de pointe de consommation (par exemple, durant les chauds après-midi d’été ou durant les jours froids de l’hiver), les prix de gros de l’électricité peuvent augmenter rapidement au-delà de ces valeurs.
Le graphique semble démontrer que la production d’électricité liée à des augmentations de puissance à la suite du réaménagement de grandes installations hydroélectriques déjà en place, de la mise en œuvre de mesures de gestion de la demande et de la réalisation de certains petits projets hydroélectriques fait actuellement partie des options les moins coûteuses. Les coûts mentionnés en ce qui concerne l’hydroélectricité sont représentatifs d’un ensemble d’aménagements choisis en Colombie-Britannique et peuvent différer dans d’autres
2. Tous les prix et les coûts mentionnés sont en dollars canadiens de 2005. La conversion de la devise US a été faite à un taux de 80 cents par dollar canadien ; la conversion de l’euro a été faite à un taux de 1,6 dollar canadien par euro.
La montée des prix des com- bustibles fossiles et les efforts accrus en vue de réduire les émissions, combinés au niveau peu élevé des taux d’intérêt, ont entraîné une convergence des prix de l’électricité produite à partir de sources classiques et nouvelles.
Tableau 4 –Disponibilité saisonnière de l’électricité selon la technologie de production
TECHNOLOGIE VARIATION SAISONNIÈRE COMMENTAIRES
Gestion de la demande faible Certaines mesures d’éfficacité énergétique permettent d’économiser plus d’énergie en été ou en hiver.
Hydroélectricité
Centrales à réservoir faible Les réservoirs permettent d’atténuer la variabilité saisonnière, mais le ruissellement printanier peut réduire la capacité de pointe.
Centrales au fil de l’eau élevée Production faible ou nulle en hiver.
Turbines immergées nulle
Nucléaire nulle
Gaz naturel nulle
Pétrole faible La production peut être limitée durant les jours de smog ; plus coûteuse en été là où il y a échanges de droits d’émission de NOx.
Charbon faible La production peut être limitée durant les jours de smog ; plus coûteuse en été là où il y a échanges de droits d’émission de NOx.
Récupération d’énergie nulle Selon les fluctuations de la source de chaleur.
Bioénergie
Chaudière-biomasse faible La disponibilité de ce combustible ne fluctue pas dans le cas Petits systèmes de cogénération faible des déchets domestiques et animaux, mais est faible dans
Incinérateurs de déchets nulle le cas des résidus végétaux et des grandes productions Bio-huile faible végétales énergétiques durant les mois d’hiver. Toutefois, Digesteur nulle le stockage de la biomasse permet souvent de compenser
les périodes de faible approvisionnement.
Géothermique nulle
Éolien élevée Les facteurs de puissance saisonniers moyens varient
de 20 % (été) à 40 % (hiver).
Solaire, PV élevée Lorsqu’il y a moins de lumière en hiver, la production solaire photovaltïque est plus faible.
Énergie marémotrice nulle La production est très régulière et peut être prévue avec beaucoup de précision, ce qui permet d’adapter la production des centrales à charge de base et des centrales de pointe.
Énergie houlomotrice élevée Voir les commentaires relatifs à l’éolien.
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Coûts de production en cents par KWh
0 5 10 15 20 25 30
Gestion de la demande Vagues Marées
Lignes rouges pointillées : gamme actuelle des prix de gros de l'électricité au Canada Solaire, PV
Éolien Géothermique
PV intégré
Modules PV montés sur le toit (modernisation) 25 à 69 cents
Biomasse Récupération d'énergie Charbon Diesel Mazout Gaz naturel Nucléaire Hydroél. au fil de l'eau Augmentations de puissance Hydroél. à réservoir
Peut être au-dessus de 1 $ dans les collectivités éloignées (générateurs au diesel)
Figure 10 –Comparaison des coûts de gros de production d’électricité (adaptée de BCH 2004)
provinces. Les coûts en ce qui concerne les centrales à réservoir ou au fil de l’eau au Canada sont particuliers aux sites, mais concernent une gamme de prix semblables. Il convient de souligner qu’une partie importante des coûts des mesures de gestion de la demande est assumée par le consommateur, de sorte que le coût réel pour les entreprises de production d’électricité peut être 50 % plus bas que celui indiqué dans le graphique.
Évidemment, la gestion de la demande pourrait être élargie de manière à comprendre de plus en plus de mesures coûteuses, ce qui aug- menterait son potentiel global; c’est pourquoi le graphique présente un éventail extensible de coûts. À un coût maximum de 5 cents le kWh, BC Hydro espère réduire la demande annuelle de 11 300 GWh entre 2005 et 2024.
En général, les échelles de coûts dépendent du potentiel global théorique de chaque tech- nologie – il est presque toujours possible d’obtenir un potentiel plus élevé à des coûts plus élevés.
La plupart des technologies permettent de pro- duire de l’électricité à des coûts se situant entre cinq et dix cents par kilowattheure, même si les coûts relatifs aux technologies nouvelles, comme l’énergie houlomotrice et
marémotrice, ne reposent que sur des évaluations préliminaires. La production à partir de mazout peut être très coûteuse, en particulier dans le cas des installations diesel servant à alimenter les collectivités éloignées, où les coûts peuvent atteindre 1,30 $ le kilowattheure. L’énergie solaire photovoltaïque est beaucoup plus coûteuse que les autres technologies, mais on prévoit une baisse importante des coûts au cours de la prochaine décennie. Certaines applications de l’énergie photovoltaïque intégrées aux bâtiments peuvent être relativement peu coûteuses, selon leur efficacité, l’ensoleillement local et les autres matériaux ou fonctions dont elles exigent le déplacement dans le bâtiment. En donnant une valeur aux avantages environnementaux liés à la production d’électricité, par exemple, par l’échange de droits d’émission, on peut réduire l’écart qui sépare certaines technologies nouvelles axées sur les sources renouvelables nouvelles et les tech- nologies de production classiques.
Les entreprises membres de l’ACÉ continuent de réduire les impacts de la production d’électricité sur le milieu naturel.
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P E R S P E C T I V E S
Les incidences financières, environnementales et sociales que comportera la nécessité de répondre à l’augmentation prévue des besoins en production au cours des vingt prochaines années seront importantes. Pour relever ce défi, l’ACÉ favorise le maintien de la diversité et la recherche de possibilités qui permettront de fournir une électricité abordable tout en répondant aux objectifs de plus en plus exigeants liés à la sécurité, à la qualité de l’onde électrique, à la fiabilité et à l’environnement.
Le tableau comparatif ci-dessus vise à dresser un portrait impartial sans gagnants ni perdants tout en gardant le cap sur l’objectif fondamental de l’industrie: voir à fournir aux Canadiens un approvisionnement abordable et fiable en électricité tout en respectant l’environnement. Le Canada dispose de ressources énergétiques internes abondantes et diversifiées pour la production d’électricité. Ces ressources varient selon leur disponibilité et leur potentiel de développement dans les diverses régions du Canada de même qu’en fonction des saisons. L’utilisation de chacune d’elles pour produire de l’électricité comporte des impacts environnementaux, des coûts et des caractéristiques d’exploitation différents pendant son cycle de vie. Il est nécessaire de bien étudier et d’équilibrer chacun de ces facteurs dans l’élaboration des projets de production futurs au Canada.
Les changements technologiques et les pratiques d’aménagement auront des incidences importantes sur le maintien de l’utilisation des technologies classiques et sur la faisabilité du recours aux technologies nouvelles.
Pour faire face à la croissance dynamique de la demande d’électricité au cours des prochaines décennies et pour répondre à l’évolution des attentes des organismes de réglementation, des consommateurs et de la société en général, le Canada devra s’appuyer sur un ensemble de technologies de production ainsi que sur la gestion de la demande s’il désire assurer un avenir énergétique durable à tous les Canadiens.
L’ACÉ considère le présent guide comme un moyen important de susciter un débat à l’échelle de la société sur l’avenir du Canada au chapitre de l’électricité. Même s’il exigera un dialogue permanent entre l’industrie et tous les paliers de gouvernement, ce débat devra à terme atteindre le grand public. Ce n’est qu’en ayant une bonne connaissance des tech- nologies et de leurs incidences que les intervenants pourront travailler efficacement ensemble pour relever ces défis impor- tants au chapitre de l’offre et pour créer les conditions favorables à un avenir énergétique durable pour tous les Canadiens.
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R É F É R E N C E S
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