EcoTec Consultants. EcoTec. Les nouveaux marchés pour l énergie éolienne au Québec. Rapport final. Association canadienne de l énergie éolienne

Les nouveaux marchés pour l’énergie éolienne au Québec Rapport final

Association canadienne de l’énergie éolienne

Pour obtenir des renseignements supplémentaires, veuillez contacter : Dany Lemieux Directeur Énergie et environnement Téléphone : 418-780-0158, p.205 Courriel : dany.lemieux@ecoressources.com

13 août 2013 Spécialistes en

études de retombées économiques

EcoTec Consultants

EcoTec

Table des matières

MISE EN CONTEXTE ... 1

1. OBJECTIFS DE L’ÉTUDE ... 2

2. FACTEURS SUSCEPTIBLES D’ACCROÎTRE LA DEMANDE POUR L’ÉNERGIE ÉOLIENNE D’ICI 2027 ... 4

2.1 LE CONTEXTE ÉNERGÉTIQUE NORD-AMÉRICAIN ... 4

2.1.1 Les facteurs économiques concernant l’exportation d’électricité vers les États-Unis ... 7

2.1.2 Les facteurs politiques concernant l’exportation d’électricité vers les États-Unis ... 13

2.1.3 Les exportations... 15

2.2 LE CONTEXTE ÉNERGÉTIQUE QUÉBÉCOIS ... 17

2.2.1 Les facteurs affectant la demande interne au Québec ... 17

2.2.2 L’avenir énergétique du Québec ... 21

3. PRÉVISIONS DES BESOINS EN PUISSANCE ET EN ÉNERGIE JUSQU’EN 2027 ... 22

3.1 IDENTIFIER LES SECTEURS COMMERCIAUX ET INDUSTRIELS À LA RECHERCHE D’UNE ÉLECTRICITÉ ABONDANTE, PROPRE ET ABORDABLE ... 22

3.1.1 Centre de traitement de données ... 22

3.1.2 Électrification du parc automobile ... 25

3.1.3 Potentiel de marché au Québec pour la substitution énergétique de combustibles fossiles dans divers secteurs ... 28

3.1.4 Besoins en énergie et en puissance pour l’ensemble des secteurs identifiés ... 30

3.2 PRÉVISIONS DES BESOINS EN ÉNERGIE ET EN PUISSANCE POUR LES SECTEURS TRADITIONNELS IDENTIFIÉS DANS LE PLAN D’APPROVISIONNEMENT D’HQD ... 31

3.2.1 Industriels... 31

3.2.2 Autres secteurs industriels ... 34

3.2.3 Industriel : petite et moyenne entreprises ... 39

3.2.4 Commercial et institutionnel ... 40

3.2.5 Résidentiel et agricole ... 40

3.2.6 Consommation en électricité et besoin en puissance pour l’ensemble des secteurs résidentiel, commercial et industriel ... 41

3.3 CONSOMMATION ET BESOIN EN PUISSANCE D’ÉLECTRICITÉ PRÉVUE POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS ... 43

4. ESTIMATION DU NOMBRE D’EMPLOIS, DES RETOMBÉES ÉCONOMIQUES ET DES REVENUS DE TAXATION LIÉS AUX NOUVEAUX BESOINS POTENTIELS ... 46

4.1 COMPARAISON DE LA NOUVELLE DEMANDE IDENTIFIÉE AUX SURPLUS PRÉVUS PAR HYDRO-QUÉBEC DISTRIBUTION DANS SON PLAN D’APPROVISIONNEMENT ... 46

4.1.1 Les besoins supplémentaires en énergie ... 46

4.1.2 Les besoins supplémentaires en puissance ... 47

4.2 ESTIMATION DU NOMBRE D’EMPLOIS, DES RETOMBÉES ÉCONOMIQUES ET DES REVENUS DE TAXATION LIÉS AUX NOUVEAUX BESOINS POTENTIELS ... 48

4.3 RETOMBÉES ÉCONOMIQUES POUR RÉPONDRE AUX BESOINS EN ÉNERGIE EN 2020 ... 49

4.3.1 La construction des éoliennes ... 49

4.3.2 La maintenance et l’opération des éoliennes... 50

4.4 RETOMBÉES ÉCONOMIQUES POUR RÉPONDRE AUX BESOINS EN ÉNERGIE EN 2027 ... 51

4.4.1 La construction des éoliennes ... 51

4.4.2 La maintenance et l’opération des éoliennes... 51

5. CONCLUSION ... 53

6. ANNEXE ... 56

6.1 PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ EN TWH POUR LE SECTEUR DES PÂTES ET PAPIERS ... 56

6.2 PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ EN TWH POUR LES ALUMINERIES ... 57

6.3 PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ EN TWH POUR D’AUTRES SECTEURS INDUSTRIELS ... 58

6.4 PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ EN TWH POUR LES PME INDUSTRIELLES ... 59

6.5 PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ POUR LES SECTEURS COMMERCIAL ET INSTITUTIONNEL ... 60

6.6 PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ POUR LES SECTEURS RÉSIDENTIEL ET AGRICOLE... 60

6.7 RETOMBÉES ÉCONOMIQUES ... 61

6.7.1 Méthodologie ... 61

6.7.2 Scénario faible (2020-2027) : estimation du nombre d’emplois, des retombées économiques et des revenus de taxation liés aux nouveaux besoins potentiels pour le Québec (construction) ... 63

6.7.3 Scénario moyen (2020-2027) : estimation du nombre d’emplois, des retombées économiques et des revenus de taxation liés aux nouveaux besoins potentiels pour le Québec (construction) ... 63

6.7.4 Scénario fort (2020-2027) : estimation du nombre d’emplois, des retombées économiques et des revenus de taxation liés aux nouveaux besoins potentiels pour le Québec (construction) ... 64

6.7.5 Scénario faible (2020-2027) : estimation du nombre d’emplois, des retombées économiques et des revenus de taxation liés aux nouveaux besoins potentiels pour le Québec (opération et maintenance) ... 64

6.7.6 Scénario moyen (2020-2027) : estimation du nombre d’emplois, des retombées économiques et des revenus de taxation liés aux nouveaux besoins potentiels pour le Québec (opération et maintenance) ... 65

6.7.7 Scénario fort (2020-2027) : estimation du nombre d’emplois, des retombées économiques et des revenus de taxation liés aux nouveaux besoins potentiels pour le Québec (opération et maintenance) ... 65

Liste des tableaux

TABLEAU 2:PUISSANCE ADDITIONNELLE REQUISE (MW) ... 3

TABLEAU 3 :LIVRAISONS ET EXPORTATIONS D’ÉLECTRICITÉ ... 7

TABLEAU 4:PORTEFEUILLE D'ÉNERGIE RENOUVELABLE « RENEWABLE PORTFOLIO STANDARDS » ... 14

TABLEAU 5:PRÉVISION D’EXPORTATIONS SUPPLÉMENTAIRES D’ÉLECTRICITÉ DES NOUVEAUX PROJETS (EN TWH) ... 16

TABLEAU 6 :LA CONSOMMATION FINALE PAR FORME D'ÉNERGIE AU QUÉBEC (1984-2009) ... 18

TABLEAU 7:CARACTÉRISTIQUES DES SCÉNARIOS (CENTRES DE TRAITEMENT DE DONNÉES) ... 24

TABLEAU 8:CONSOMMATION SUPPLÉMENTAIRE D’ÉLECTRICITÉ PAR RAPPORT À 2012 POUR LES CENTRES DE TRAITEMENT DE DONNÉES (EN TWH) ... 24

TABLEAU 9 :BESOIN EN PUISSANCE POUR LES CENTRES DE TRAITEMENT DE DONNÉES (EN MW) ... 25

TABLEAU 10:CARACTÉRISTIQUES DES SCÉNARIOS (ÉLECTRIFICATION DU PARC AUTOMOBILE) ... 27

TABLEAU 11 :PRÉVISION DE CONSOMMATION SUPPLÉMENTAIRE D’ÉLECTRICITÉ POUR L’ÉLECTRIFICATION DU PARC AUTOMOBILE PAR RAPPORT À 2012(EN TWH) ... 27

TABLEAU 12 :PRÉVISION DU BESOIN EN PUISSANCE POUR L’ÉLECTRIFICATION DU PARC AUTOMOBILE (EN MW) ... 28

TABLEAU 13 :POTENTIEL DE SUBSTITUTION ÉNERGÉTIQUE POUR LES DIFFÉRENTES FORMES D’ÉNERGIE AU QUÉBEC (EN TWH) ... 29

TABLEAU 14 :PRÉVISION DE CONSOMMATION SUPPLÉMENTAIRE D’ÉLECTRICITÉ POUR DE LA SUBSTITUTION ÉNERGÉTIQUE PAR RAPPORT À 2012(EN TWH) ... 29

TABLEAU 15 :BESOIN EN PUISSANCE POUR DE LA SUBSTITUTION ÉNERGÉTIQUE (EN MW) ... 30

TABLEAU 16 :PRÉVISION DE CONSOMMATION SUPPLÉMENTAIRE D’ÉLECTRICITÉ POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS IDENTIFIÉS PAR RAPPORT À 2012(EN TWH) ... 30

TABLEAU 17:BESOIN EN PUISSANCE SUPPLÉMENTAIRE POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS IDENTIFIÉS PAR RAPPORT À 2012(EN MW) ... 31

TABLEAU 18 :PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ PÂTES ET PAPIERS (EN TWH) ... 32

TABLEAU 19 :PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ DES ALUMINERIES (EN TWH) ... 34

TABLEAU 20:PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ – PÉTROLE ET CHIMIE, MINES, SIDÉRURGIE, FONTE ET AFFINAGE ET AUTRES (EN TWH) ... 37

TABLEAU 21:PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ DE LA GRANDE INDUSTRIE (EN TWH) ... 38

TABLEAU 22:PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ DES PME(EN TWH) ... 39

TABLEAU 23:PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ DES COMMERCES ET INSTITUTIONS(EN TWH)... 40

TABLEAU 24 :PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ DU SECTEUR RÉSIDENTIEL ET AGRICOLE (EN TWH) ... 41

TABLEAU 25 :PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ EN TWH POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS RÉSIDENTIEL, COMMERCIAL, INDUSTRIEL ET AUTRES (2012-2027)... 42

TABLEAU 26 :PRÉVISION DE BESOIN EN PUISSANCE EN MW POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS RÉSIDENTIEL, COMMERCIAL, (2012-2027)... 43

TABLEAU 27 :PRÉVISION DE CONSOMMATION TOTALE D’ÉLECTRICITÉ (EN TWH) ... 44

TABLEAU 28:PRÉVISION DES BESOINS EN PUISSANCE FINALE (EN MW) ... 44

TABLEAU 29 :PRÉVISION DE CONSOMMATION SUPPLÉMENTAIRE D’ÉLECTRICITÉ POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS IDENTIFIÉS PAR RAPPORT À 2020(EN TWH) ... 47

TABLEAU 30:BESOIN EN PUISSANCE SUPPLÉMENTAIRE POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS IDENTIFIÉS PAR RAPPORT À 2012(EN MW) ... 48

TABLEAU 31 :PRÉVISION DE CONSOMMATION SUPPLÉMENTAIRE D’ÉLECTRICITÉ POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS IDENTIFIÉS PAR RAPPORT À 2012(EN TWH) ... 49

TABLEAU 32 : ÉOLIENNES NÉCESSAIRES POUR RÉPONDRE AUX BESOINS ADDITIONNELS EN ÉNERGIE POUR 2020 ET 2027 ET CORRESPONDANCE EN PUISSANCE ... 49

TABLEAU 33: ESTIMATION DES RETOMBÉES ÉCONOMIQUES TOTALES (DIRECTES, INDIRECTES ET INDUITES) DE LA CONSTRUCTION D’ÉOLIENNES AU QUÉBEC EN 2020 ... 50

TABLEAU 34 : ESTIMATION DES RETOMBÉES ÉCONOMIQUES TOTALES (DIRECTES, INDIRECTES ET INDUITES) DE LA MAINTENANCE ET DE L’OPÉRATION D’ÉOLIENNES AU QUÉBEC EN 2020 ... 50

TABLEAU 35: ESTIMATION DES RETOMBÉES ÉCONOMIQUES TOTALES (DIRECTES, INDIRECTES ET INDUITES) DE LA CONSTRUCTION D’ÉOLIENNES AU QUÉBEC EN 2027 ... 51

TABLEAU 36 : ESTIMATION DES RETOMBÉES ÉCONOMIQUES TOTALES (DIRECTES, INDIRECTES ET INDUITES) DE LA MAINTENANCE ET DE L’OPÉRATION D’ÉOLIENNES AU QUÉBEC EN 2027 ... 52

TABLEAU 37 :PRÉVISION DE CONSOMMATION TOTALE D’ÉLECTRICITÉ (EN TWH) ... 53

TABLEAU 38:PRÉVISION DES BESOINS EN PUISSANCE FINALE (EN MW) ... 53

TABLEAU 39:PRÉVISION DE CONSOMMATION SUPPLÉMENTAIRE D’ÉLECTRICITÉ POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS PAR RAPPORT À 2012(EN TWH) ... 54

TABLEAU 40 :BESOIN EN PUISSANCE SUPPLÉMENTAIRE POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS PAR RAPPORT À 2012(EN MW) ... 54

TABLEAU 41 :CARACTÉRISTIQUES DU SCÉNARIO (PÂTES ET PAPIERS) ... 56

TABLEAU 42 :CARACTÉRISTIQUES DES SCÉNARIOS (ALUMINERIES) ... 57

TABLEAU 43 :TAUX DE CROISSANCE UTILISÉ ... 58

TABLEAU 44 :CARACTÉRISTIQUES DES SCÉNARIOS (PME) ... 59

TABLEAU 45 :SCÉNARIOS DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ (COMMERCIAL ET INSTITUTIONNEL) ... 60

TABLEAU 46:SCÉNARIOS DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ (RÉSIDENTIEL ET AGRICOLE) ... 60

Liste des figures

FIGURE 2 :PRODUCTION MENSUELLE DE GAZ NATUREL AUX ÉTATS-UNIS (2007-2013) ... 9

FIGURE 3 :VARIATION DU PRIX DU GAZ NATUREL ... 10

FIGURE 4 :PRIX NATIONAL DU GAZ NATUREL AUX ÉTATS-UNIS ... 12

FIGURE 5 :PRIX MOYENS DE L'ESSENCE ORDINAIRE AU DÉTAIL À MONTRÉAL DE 2001 À 2012 ... 26

FIGURE 6:PRÉVISION DE LA CONSOMMATION TOTALE D’ÉLECTRICITÉ DE LA GRANDE INDUSTRIE (EN TWH) ... 38

FIGURE 7 :PRÉVISION DE LA CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ EN TWH POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS RÉSIDENTIEL, COMMERCIAL, INDUSTRIEL ET AUTRES (2020-2027)... 42

FIGURE 8:PRÉVISION DE CONSOMMATION D’ÉLECTRICITÉ TOTALE POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS ET DES PROJETS (EN TWH) ... 44

FIGURE 9 :BESOIN EN PUISSANCE POUR L’ENSEMBLE DES SECTEURS ET DES PROJETS (EN MW) ... 45

FIGURE 10:RÉPARTITION DES BESOINS ÉNERGÉTIQUES ADDITIONNELS EN 2020 ... 47

FIGURE 11 :CADRE CONCEPTUEL DES RETOMBÉES ÉCONOMIQUES DIRECTES, INDIRECTES ET INDUITES DE LA CONSTRUCTION ET DE LA MAINTENANCE DES ÉOLIENNES ... 62

Mise en contexte

Le Québec bénéficie actuellement d’une abondance d’électricité propre et renouvelable. Cette électricité, qui nous a été léguée par la vision et le travail des artisans de la Révolution tranquille, a enrichi les Québécois et a permis le développement des régions du Québec. Aujourd’hui, le Québec récolte les fruits de ce travail tant au plan économique qu’environnemental. Au plan économique, l’abondance de notre électricité a favorisé l’implantation de plusieurs secteurs industriels tels que le secteur de l’aluminium. Au plan environnemental, grâce à notre énergie propre, le Québec possède le plus faible taux d’émissions de gaz à effet de serre (GES) par habitant en Amérique du Nord. La combinaison des bénéfices environnementaux et économiques a été permise en raison de la situation spécifique du Québec qui a d’abord développé une source d’énergie renouvelable et verte, l’hydroélectricité.

Le Québec se tient au seuil de sa prochaine étape dans son histoire énergétique : les grands projets hydroélectriques deviennent plus difficiles et coûteux à réaliser et le gouvernement du Québec n’a pas l’intention de poursuivre son aventure avec l’énergie nucléaire. Le Québec se retrouve donc devant une alternative : il peut utiliser une ressource abondante et renouvelable, comme l’éolien, pour produire une électricité qui pourrait enrichir le Québec, améliorer son bilan environnemental et réduire sa dépendance au pétrole ou adopter le statu quo et manquer sa diversification énergétique verte.

La question des surplus d’électricité d’Hydro-Québec Distribution, estimés à 21,4 térawattheures (TWh) d’ici 2020 (10,7 % par rapport aux besoins identifiés en 2020 dans la mise à jour du Plan d’approvisionnement 2011-2020 d’Hydro-Québec de 199,2 TWh), accapare l’attention des médias depuis quelques mois. Or, ces surplus sont présents aujourd’hui, mais on ignore pour combien de temps la situation perdurera. À la suite de la réalisation de la Baie-James, le Québec possédait aussi des surplus énergétiques. Le gouvernement a alors fait le choix de substituer le chauffage des bâtiments qui se faisait à partir de combustibles fossiles vers le chauffage électrique. Il a également fait le choix de se doter d’une politique industrielle axée vers les industries à forte consommation d’électricité. Lorsque le Québec avait ces surplus, il aurait été facile de crier au mauvais investissement. Cependant, avec le recul, la société québécoise est sortie gagnante de ces décisions avec un meilleur bilan commercial, par la réduction d’importation de combustibles fossiles et par des emplois à forte rémunération, majoritairement situés dans les régions ressources et favorisant ainsi l’occupation du territoire.

En ayant à l’esprit que les surplus demeurent circonstanciels, il est préférable de prendre une pause et d’examiner les facteurs qui pourraient faire évoluer cette situation. C’est dans ce contexte que l’Association canadienne d’énergie éolienne (CanWEA) a mandaté ÉcoRessources afin d’analyser les différents paramètres pouvant influer sur la demande d’électricité d’ici 2027, autant sur les marchés limitrophes qu’au Québec.

1. Objectifs de l’étude

L’objectif de cette étude est d’identifier et de quantifier les éléments de conjoncture politique et économique susceptibles d’accroître la demande pour l’énergie éolienne d’ici 2027. Pour cela, nous présenterons, en premier lieu, le contexte nord-américain dans lequel évolue le marché de l’énergie, et nous identifierons les facteurs qui pourraient accroître la demande d’électricité. En deuxième lieu, nous quantifierons jusqu’en 2027 les besoins supplémentaires en énergie et en puissance pour les nouveaux marchés à la recherche d’une grande quantité d’électricité, et nous présenterons des scénarios de croissance alternatifs pour la consommation totale d’électricité au Québec jusqu’en 2020 et 2027. Ces derniers seront présentés à la manière du Plan d’approvisionnement d’Hydro-Québec Distribution (HQD), c'est-à-dire par secteur d’activité : résidentiel, commercial et industriel. En troisième lieu, nous comparerons nos scénarios de demande en énergie et en besoin de puissance que nous avons présentés précédemment aux surplus prévus par HQD dans son plan d’approvisionnement, et nous estimerons les retombées économiques liées à la construction de nouvelle capacité de production éolienne pour répondre aux besoins estimés en électricité.

Avant d’entrer dans le cœur de l’étude, nous devons considérer des éléments du contexte actuel dans lequel se situe le débat sur le développement futur des projets énergétiques. En utilisant ses moyens de gestion tels que la suspension des livraisons de la centrale de Bécancour, HQD prévoit des surplus d’énergie électrique équivalant à 28,5 TWh d’ici 2020 (1 TWh représente environ 50 000 foyers). En prenant en compte la fermeture des petites centrales hydroélectriques, ces surplus se réduiraient à 21,4 TWh d’ici 2020¹. Ces surplus ne représentent toutefois pas actuellement une quantité importante d’électricité. Nous pouvons les estimer à 1,2 % des ventes totales d’électricité prévues entre 2012 et 2020, ce qui permet de relativiser les surplus prévus par HQD. Par conséquent, ils pourraient se dissiper bien avant la date prévue de 2020² s’il advenait une croissance des besoins plus élevée que prévu. Pour la seule année 2015, les surplus estimés dans l’État d’avancement 2012 représenteront que 3 % des ventes, qui est pourtant l’année où les surplus devront être les plus élevés, et ils ne représenteront que 0,7 % en 2019.

Par ailleurs, nous devons souligner la séparation fonctionnelle d’Hydro-Québec. En effet, Hydro-Québec a vu ses activités de production, de distribution et de transport se diviser à la suite de l’adoption de la Loi 116, Loi modifiant la Loi sur la Régie de l’énergie et d’autres dispositions législatives. Ainsi, comme le rappelle sa mission, Hydro-Québec Production (HQP), « produit de l'électricité pour approvisionner le marché québécois et commercialise ses surplus sur les marchés de gros ». Quant à elle, HQD doit assurer aux Québécois un approvisionnement fiable en électricité. Alors que les exportations d’électricité concernent HQP, les enjeux liés aux surplus d’électricité concernent HQD, qui s’approvisionne en électricité à partir du bloc patrimonial d’HQP et à partir de contrats d’achat d’électricité. En dernier lieu, Hydro-Québec TransÉnergie (HQT) est l’exploitant du réseau de transport d’électricité, commercialise les activités de transit et gère les mouvements d’énergie sur le réseau.

1 http://www.lesaffaires.com/secteurs-d-activite/gouvernement/les-surplus-d-electricite-chez-hydro-quebec-couteront-15-g-d-ici-2020/554207

2 État d’avancement 2012 du Plan d’approvisionnement 2011-2020.

Enfin, la consommation d’électricité, qui est calculée dans cette étude en TWh, ne constitue pas l’unique aspect des surplus énergétiques. Nous devons prendre en considération les besoins en puissance lors des périodes de pointe. À ce sujet, HQD va requérir de la puissance additionnelle à partir de 2015-2016 afin de répondre aux besoins en puissance. Pour y remédier, HQD pourrait utiliser la centrale de TCE pour répondre à ses besoins en puissance et procéder à un appel de puissance à long terme.

Les besoins en puissance réfèrent aux besoins maximums de puissance à la pointe, qui sont généralement en hiver au Québec. La puissance, qui est mesurée en watt, est une notion qui réfère à un concept d’instantanéité. En comparaison, les besoins en énergie dans cette présente étude réfèrent à l’énergie consommée dans une période d’une année. L’énergie est mesurée en watt-heure.

TABLEAU 1:SURPLUS EN ÉNERGIE PRÉVUS PAR HQD(TWH)

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

4,4 4,1 5,1 5,6 2,8 2,9 2,2 1,3 0,1

Source : État d’avancement 2012 du Plan d’approvisionnement 2011-2020

Dans le tableau ci-dessous, nous présentons les besoins en puissance prévus par HQD dans l’État d’avancement 2012 du Plan d’approvisionnement 2011-2020. L’abandon des minicentrales hydroélectriques n’est donc pas pris en compte dans ce portrait étant donné que le tableau s’appuie sur les données du Plan d’approvisionnement prévues par HQD, qui a été publié avant l’abandon des minicentrales.

TABLEAU 2:PUISSANCE ADDITIONNELLE REQUISE (MW)

2012-2013 2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020

- - - 50 270 220 600 1020

Source : État d’avancement 2012 du Plan d’approvisionnement 2011-2020

2. Facteurs susceptibles d’accroître la demande pour l’énergie éolienne d’ici 2027

Déjà, plusieurs pays ont devancé le Québec dans le développement de la filière éolienne. Des pays, comme le Danemark et l’Allemagne, ont largement développé leur production d’énergie éolienne. Alors que l’Allemagne a une puissance installée d’énergie éolienne approximative à 29 000 MW, ce qui représente 19 % de la capacité totale installée, le Québec devrait avoir pour 3 300 MW en puissance installée à la suite de l’implantation des éoliennes du troisième appel d’offres, ce qui représente approximativement 10 % de la puissance installée. Les choix historiques du Québec lui ont permis de développer une énergie abondante et modulable, l’hydroélectricité, qu’il peut coupler à l’énergie éolienne pour répondre de façon optimale à ses besoins. L’énergie éolienne s’avère ainsi un excellent complément à l’énergie hydroélectrique. Le réseau d’Hydro-Québec offre des avantages de flexibilité supérieurs à la plupart des réseaux canadiens et nord-américains, ce qui lui procure un avantage important en ce qui a trait à ses possibilités d’exportation.

Divers facteurs de nature politique et économique pourraient contribuer à accroître la demande d’électricité. Ces facteurs seront étudiés dans cette section. En premier lieu, nous présenterons les facteurs susceptibles d’augmenter la demande pour l’électricité du Québec sans égard à la source d’énergie demandée (éolienne, hydroélectricité, fossile, etc.). Nous analyserons à ce moment, d’une part, les facteurs liés à l’exportation et, d’autre part, les facteurs liés à demande intérieure. Pour chacune de ces catégories, nous montrerons pourquoi l’énergie éolienne pourrait être favorisée. Par exemple, une augmentation future des prix de l’énergie aux États-Unis permettrait de hausser les exportations d’électricité, sans distinction de sa source. Toutefois, la possible mise en place d’exigences environnementales dans les États du nord-est américains encouragerait l’exportation d’électricité provenant d’une source éolienne. Par ailleurs, cette section se veut aussi une mise au point concernant le contexte énergétique nord-américain afin de présenter la volatilité des prix d’électricité à l’exportation et des incertitudes importantes quant à l’avenir. Après avoir présenté ce qui pourrait affecter la demande d’énergie, nous estimerons les exportations potentielles advenant que les interconnections avec les États-Unis se réalisent. Parce qu’ils ne dépendent pas d’HQD, mais du producteur, HQP, ils ne sont donc pas inclus dans le Plan d’approvisionnement d’HQD. Nous conclurons la section en montrant les facteurs énergétique, politique et économique actuels et futurs qui pourraient favoriser la production d’énergie éolienne au Québec.

2.1 Le contexte énergétique nord-américain

Les livraisons d’électricité vers les provinces canadiennes et vers les États-Unis constituent une part importante de la consommation finale de l’électricité produite au Québec. En 2011, les exportations ont représenté 11 % du volume des ventes nettes et ont généré 15 % du bénéfice net de l’entreprise³. L’Ontario et les États du nord-est des États-Unis sont les principaux bénéficiaires des livraisons d’électricité d’HQP.

3 http://hydrosourcedavenir.com/projets/34/le-developpement-des-marches-exterieurs.

Les exportations vers les États-Unis se dirigent vers deux marchés de l’électricité : la Nouvelle- Angleterre (ISO-NE) et New York (NYISO). Ces deux régions produisent principalement leur électricité à partir du gaz naturel, d’où l’importance de son prix pour les exportations d’électricité du Québec. Comme nous le constatons à la figure ci-dessous, le prix de l’électricité pour l’État de New York est étroitement corrélé au prix du gaz naturel. Le coût moyen de l’électricité, à gauche, imite les tendances sur une base annuelle du coût annuel moyen du gaz naturel, à droite.

FIGURE 1 :PRIX DU GAZ NATUREL ET DE L’ÉLECTRICITÉ DANS L’ÉTAT DE NEW YORK

Source : Power trends 2012 : State of the Grid, NYISO.

Il est faux de prétendre qu’HQP vend son électricité à perte sur le sol américain. Il est facile de s’attarder à la situation conjoncturelle dans laquelle le Québec se trouve actuellement dans le marché de l’électricité du nord-est de l’Amérique du Nord, d’oublier le passé et de prétendre du futur. À titre illustratif, durant la panne gigantesque d’août 2003 dans le nord-est de l’Amérique du Nord, lors de la fermeture de la centrale au charbon Lakeview en avril 2005 en Ontario et lors de l’envolée des prix du gaz naturel en 2005 et 2008, HQP a vendu en période de pointe son électricité à fort prix. Personne à ces moments ne se plaignait de l’apport de l’énergie éolienne.

La tendance aux États-Unis depuis 2005 est à la diminution rapide des capacités des centrales de production d’électricité au charbon (-14 % entre 2005 et 2011) et au mazout (-75 %) et à l’augmentation rapide des capacités des centrales de production d’électricité au gaz naturel (+33 %)⁴. Dès que les prix du gaz naturel vont remonter, les prix de l’électricité suivront. Le même phénomène de croissance rapide des capacités de production d’électricité au gaz naturel s’était produit lors de la libéralisation des marchés de l’électricité vers la fin des années 1990 et au début des années 2000. Étant donné la

substitution massive des procédés de production des industriels du mazout vers le gaz naturel avec le bas prix actuel dû aux gaz de schiste, il y a fort à parier que la conjoncture actuelle ne se transformera pas en situation structurelle. Il faut regarder le développement de l’industrie éolienne au Québec non pas en regard des réactions actuelles, mais sur le long terme.

HQP vend de l’électricité à la Nouvelle-Angleterre depuis les années 1980. Cette région achète environ la moitié des exportations de l'entreprise. De plus, en collaboration avec ses partenaires américains Northeast Utilities et NSTAR, Hydro-Québec TransÉnergie (HQT) étudie présentement un projet d’interconnexion à courant continu avec le New Hampshire. En mai 2009, la Federal Energy Regulatory Commission a approuvé la structure commerciale du volet américain de ce projet.⁵

L’approvisionnement en électricité dans l’État de New York subit la congestion des lignes de transport qui relient les centres de production et les centres de consommation. La ligne qui achemine la production d’électricité vers l’État de New York est limitée à 1 200 MW par la réglementation. HQP peut toutefois approvisionner l’ouest de l’État de New York par ses interconnexions avec l’Ontario (opérations de transit). HQP étudie actuellement sa participation éventuelle à un projet de ligne de transport enfouie (sous terre et sous l’eau) entre le Québec et l’État de New York.⁶ Ce projet pourrait avantager l’énergie éolienne, selon les conjonctures politiques qui seront étudiées subséquemment.

5 http://hydhefuture.com/projets/34/developing-outside-markets

6 http://argent.canoe.ca/lca/affaires/quebec/archives/2013/01/projet-exportation-hydro-quebec-new-york.html

2.1.1 Les facteurs économiques concernant l’exportation d’électricité vers les États-Unis Plusieurs facteurs économiques, tel le prix du gaz naturel, influent sur les possibilités d’exportations d’HQP. Cependant, ces facteurs économiques, s’ils ont des conséquences sur les revenus générés par les exportations, ne modifient pas nécessairement les quantités exportées. C’est ce que nous observons au Tableau 3 : pour l’année 2011, la quantité exportée aux États-Unis a augmenté alors que les revenus ont diminué.

T^ABLEAU 3 :LIVRAISONS ET EXPORTATIONS D’ÉLECTRICITÉ

2005 2007 2009 2011

Production totale en TWh

(Hydro-Québec) 180, 3 192,0 196,5 196,1

Livraisons totales d’électricité

interprovinciales (TWh) 2, 9 4, 0 7 ,2 6 ,0

Exportations totales d'électricité aux États-Unis

(TWh) 10, 6 15,7 18,6 19,9

Valeur d'électricité des exportations vers les États-

Unis (dollars x 1 000) 983 319 1 222 292 1 099 906 891 151

Source : Statistique Canada. Tableau 127-0008 - Disponibilité et écoulement de l'énergie électrique, services d'électricité et industrie, annuel, CANSIM (base de données).

2.1.1.1 Le prix du gaz naturel

Tel qu’il est constaté à la figure 1, le prix du gaz naturel est l’un des principaux déterminants du prix de l'électricité dans le nord-est des États-Unis. Cela a une incidence sur la rentabilité des exportations d’électricité vers les États-Unis étant donné qu’une portion importante de l’énergie du nord-est des États- Unis provient de centrales thermiques fonctionnant au gaz naturel.

L’augmentation significative de la production du gaz de schiste a diminué le prix du gaz naturel, ce qui a des effets sur plusieurs secteurs dépendants de l’énergie, dont le prix de l’électricité. Toutefois, le prix actuel n’est pas le prix de demain; le prix du gaz naturel est volatil, comme on peut le voir aux figures 3 et 4. De plus, le marché du gaz naturel est régional. Le prix du gaz naturel livré en Nouvelle-Angleterre n’est pas identique à celui du Texas. En janvier 2013, le prix du gaz naturel en Nouvelle-Angleterre est monté jusqu’à 30 $^/MMBtu. C’est pourquoi il est pertinent d’utiliser les prix régionaux au lieu du prix de référence américain, Henry Hub (un centre de distribution important en Louisiane), lorsqu’on veut analyser l’impact des prix du gaz naturel sur les exportations d’HQP.

Par ailleurs, nous remarquons que la production mensuelle de gaz naturel aux États-Unis s’est stabilisée depuis novembre 2011 (figure 2), et l'US Energy Information Administration (EIA) ne prévoit pas de croissance de la production à court terme⁷ dans ses prévisions préliminaires. D’autre part, comme nous le verrons dans les prochaines sections, la croissance future dépend de plusieurs facteurs qui nous sont encore peu connus, comme le taux de productivité d’extraction du gaz de schiste. En parallèle, l’EIA a aussi révisé à la hausse ses prévisions de consommation future de gaz naturel parce que plusieurs entreprises et individus utilisent dorénavant du gaz naturel au lieu d’autres énergies fossiles, comme le mazout, pour la chauffe.

Le prix futur du gaz naturel devient alors difficile à prévoir; des prévisions contredisent d’autres prévisions. En effet, si l’EIA prévoit un prix national moyen de 3,53 $/MMBtu en 2013, le journal Forbes prévoit un prix plus élevé du gaz naturel à 5 ou 6 $/MMBtu⁸. Ces prévisions doivent être comprises dans le contexte où des cadres de l’industrie gazière ont indiqué qu’en dessous de 4 $/MMBtu les nouveaux investissements ne seraient pas rentables⁹. Cela doit aussi être envisagé dans un contexte où le coût de production du gaz naturel pourrait augmenter alors que l’Agence américaine de protection de l’environnement et des États américains ont annoncé leur intention d’adopter une meilleure législation environnementale concernant la production de gaz de schiste¹⁰. En effet, le gouvernement fédéral américain a annoncé son intention de mieux réglementer certains aspects de l’extraction du gaz de schiste, comme la disposition des eaux usées. Par ailleurs, l’État de la Pennsylvanie envisage d’établir des frais pour compenser les communautés des dommages environnementaux occasionnés par la production du gaz de schiste. Il est à noter finalement qu’en avril et mai 2013, le prix du gaz naturel s’est situé au-dessus de 4 $/MMBtu, bien au-dessus du prix national moyen prévu par l’EIA.

Étant donné que la production de gaz de schiste est récente, des incertitudes planent sur le calcul du potentiel total récupérable. Le taux de déclin d’un puits de gaz de schiste complique les prévisions futures. Des études sont en voie d’être réalisées afin de connaître avec plus de précisions les détails techniques de son exploitation.¹¹ Pour le moment, l’incertitude demeure, et il est important de souligner les éléments qui pourraient élever le prix du gaz naturel et donc augmenter les exportations d’électricité.

Les éléments pouvant accroître le prix du gaz naturel sont :

 les incertitudes techniques concernant le gaz de schiste;

 les contraintes physiques de l’offre de gaz naturel en Nouvelle-Angleterre;

 l’accroissement de la demande de gaz naturel en remplacement d’autres sources d’énergie;

 la reprise de l’économie américaine.

7 http://www.eia.gov/forecasts/steo/report/natgas.cfm

8 http://www.forbes.com/sites/peterdetwiler/2012/12/03/driven-by-oil-schiste-economics-natural-gas-prices-primed-for-slow-and-steady-rise/

9 http://finance.yahoo.com/news/low-u-natural-gas-price-060255466.html

10 http://www.ibtimes.com/natural-gas-drilling-marcellus-schiste-fracking-regulations-may-center-wastewater-disposal-384630

11 But while advances in drilling and hydraulic fracturing technology have unlocked unconventional reserves that were previously uneconomic, the science of the behaviour of the reservoirs is still not well understood. This makes it very hard to predict decline rates and the ultimate production potential of each play and individual areas and wells.

http://www.worldenergyoutlook.org/media/weowebsite/2012/goldenrules/weo2012_goldenrulesreport.pdf

FIGURE 2 :PRODUCTION MENSUELLE DE GAZ NATUREL AUX ÉTATS-UNIS (2007-2013)

Source : U.S. Energy Information agency 2.1.1.2 Les incertitudes techniques

Les incertitudes techniques réfèrent aux estimations du total de gaz de schiste pouvant être récupéré et au rythme de déclin d’un puits de gaz de schiste. D’une part, ce n’est pas toute la ressource présente dans le sous-sol qui peut être extraite, seulement une partie est récupérable. D’autre part, après une ou deux années très productives, on a observé sur certains gisements que le taux de productivité de l’extraction du gaz naturel a diminué plus rapidement qu’anticipé.¹² Effectivement, on remarque que les puits de gaz naturel connaissent une forte productivité lors des premières années, mais que ce taux diminue rapidement les années subséquentes.¹³ Ils peuvent toutefois rester actifs sur une longue période, bien qu’ils aient une productivité peu élevée.

En juin 2011, un article du New York Times relatait que le taux de déclin de la productivité aurait été sous-évalué par l’industrie.¹⁴ Les données compilées par l’EIA¹⁵, mais toujours à l’étude, montrent aussi des taux de déclin élevés. Une étude provenant du MIT présente des taux de déclin allant jusqu’à 80 % après la première année¹⁶. Pour remplacer ces pertes, de nombreux puits devront être forés. Les puits dont le coût marginal est le moins élevé seront forés en premier, par après le coût marginal croissant des puits devrait pousser les prix du gaz naturel vers le haut.

12 http://www.forbes.com/sites/richardfinger/2012/07/22/were-headed-to-8-00-natural-gas/

13 http://www.ogj.com/articles/print/vol-110/issue-12/exploration-development/evaluating-production-potential-of-mature-us-oil.html

14 http://www.nytimes.com/2011/06/26/us/26gas.html?pagewanted=1&sq=marcellus&st=cse&scp=12&_r=0

15 http://www.eia.gov/forecasts/aeo/pdf/0383(2012).pdf (P.59 – figure 54)

16 Schiste wells do show high early decline rates, in some cases by 60–80% in the first year (p.40) http://globalchange.mit.edu/files/document/MITJPSPGC_Reprint_12-1.pdf

FIGURE 3 :VARIATION DU PRIX DU GAZ NATUREL

Source : http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=10511 2.1.1.3 Infrastructures de distribution de gaz naturel insuffisantes

Le marché du gaz naturel étant régional, le niveau d’utilisation des infrastructures de distribution peuvent influer sur le prix du gaz naturel. C’est la situation que vit l’État de New York et particulièrement la région de la Nouvelle-Angleterre, où le prix du gaz naturel dans ces régions peut s’élever jusqu’à 30 $ US/MMBtu lors de certains mois. Ce phénomène se traduit donc par une volatilité du prix du gaz naturel et par des augmentations importantes lors des périodes de pointe, comme en hiver¹⁷, comme nous pouvons le constater à la figure 3. Dans cette figure, on remarque que le prix du gaz naturel vendu en Nouvelle-Angleterre (Algonquin City Gates) et à New York (Transco Zone 6 NY) est plus volatil que le prix de référence américain (Henry Hub). C’est d’ailleurs pourquoi au mois de novembre 2012, le prix du gaz naturel livré à Boston a été en moyenne de 3 $ US/MMBtu plus élevé que le prix de référence à Henry Hub. Dans le nord-est des États-Unis, les grands froids augmentent la demande pour le gaz naturel, ce qui se traduit par une augmentation des prix de l’électricité. Puisqu’une quantité importante d’électricité du Québec est destinée à la Nouvelle-Angleterre, ce facteur pourrait favoriser l’électricité d’HQP, qui n’est pas liée au prix du gaz naturel.

17 http://www.eia.gov/forecasts/steo/special/pdf/2013_sp_01.pdf

Une meilleure distribution du gaz naturel permettrait de réduire la volatilité du prix nord-américain. L’EIA anticipe une croissance des investissements futurs dans le nord-est des États-Unis. Toutefois, ces investissements serviront surtout à améliorer l’écoulement du gaz de schiste du gisement de Marcellus.

Ces projets ne permettront donc pas de désengorger la distribution de gaz naturel vers les industries et les ménages de la région de la Nouvelle-Angleterre, qui devront donc continuer à connaître la volatilité du prix du gaz naturel¹⁸.

2.1.1.4 Remplacement du pétrole et du charbon par le gaz naturel

La congestion du réseau de distribution du gaz naturel pourrait aussi s’accroître au cours des dernières années pour une autre raison. La baisse du prix du gaz naturel a favorisé la substitution des appareils de génération de chaleur ou de chauffage utilisant du pétrole par des appareils au gaz naturel.

Parallèlement, la production d’électricité à partir de gaz naturel s’est accrue alors que l’utilisation du charbon et du pétrole a diminué. Cette demande croissante pour le gaz naturel pourrait élever les prix du gaz à des niveaux élevés, si l’offre de gaz naturel n’augmentait pas pour arrimer une hausse anticipée de la demande, particulièrement à cause de la congestion dans la distribution de gaz naturel. C’est l’inquiétude des cadres de l’industrie électrique¹⁹.

2.1.1.5 La reprise de l’économie américaine

La demande d’énergie est toujours affectée par les impacts de la dernière crise économique. Les niveaux de consommation d’électricité ont chuté, et, en 2011, ils étaient toujours en dessous du niveau atteint en 2007. De son côté, la consommation de gaz naturel a diminué substantiellement en 2009 pour ensuite augmenter en 2011 et en 2012. Pour la Nouvelle-Angleterre, cet accroissement de la demande accentue la pression sur les prix, qui sont poussés vers le haut. Les États-Unis ont toujours moins de personnes en emploi qu’en 2007, et le revenu médian ajusté à l’inflation demeure toujours inférieur au niveau de 2007. Les récentes données sur l’économie américaine montrent qu’elle se relève de la récession de 2008. Une amélioration de l’activité pourrait accroître substantiellement la demande pour l’électricité, et propulser à la hausse son prix.

En résumé, l’exploitation commerciale du gaz de schiste est récente. Comme nous l’avons montré, plusieurs inconnues pourraient accroître le prix du gaz naturel et, de ce fait, accroître nos exportations d’électricité vers les États du nord-est des États-Unis. La substitution des énergies fossiles par le gaz naturel et une forte reprise économique pourraient se traduire par une hausse importante des prix de l’électricité. Par ailleurs, nous avons souligné que la production de gaz naturel semble avoir atteint un plateau, au moins à court terme, mais les tendances à long terme peuvent difficilement être prévues. Le prix demeurera très volatile, comme il semble l’avoir toujours été (Figure 4). Toutefois, cet effet sera à court terme. Le coût marginal d’extraire du gaz naturel du schiste devrait augmenter avec le temps étant

18 http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=10511#capacity

19 New England faces big challenges as the power-generation sector shifts toward natural gas and additional pipeline capacity into the region may not be enought to meet demand, industry executives said Thursday.

http://www.platts.com/RSSFeedDetailedNews/RSSFeed/NaturalGas/6658720

donné que les puits les plus payants ont été creusés en premier. La volatilité du prix du gaz naturel devrait donc se poursuivre et nous ne croyons pas qu’il soit réaliste de prévoir de faibles exportations futures d’électricité dans le temps face à un prix du gaz naturel aussi volatil, particulièrement dans le nord-est des États-Unis.

F^IGURE 4 :PRIX NATIONAL DU GAZ NATUREL AUX É^TATS-U^NIS

2.1.1.6 La valeur du dollar

La valeur de la monnaie canadienne a aussi une influence sur les exportations d’électricité vers les États-Unis. Une monnaie canadienne relativement forte diminue le profit réalisé sur les exportations.

Actuellement, le dollar canadien est à parité avec le dollar américain en raison, entre autres, de la santé relative des finances publiques, de l’attrait des ressources naturelles et de la vigueur générale de l’économie canadienne. Toutefois, un endettement privé plus élevé au Canada, une forte reprise économique des États-Unis et une inversion d'autres tendances précisées précédemment pourraient diminuer la valeur de la monnaie canadienne. Selon la Banque TD²⁰, il est peu probable qu’on assiste à court terme à une dévaluation importante de la monnaie canadienne. La valeur estimée à moyen terme devrait se retrouver à plus ou moins 0,05 $ de la parité avec le dollar américain, toujours selon la Banque TD. Sur une période de quinze ans, une reprise de l’économie américaine, une meilleure santé fiscale des États-Unis et un endettement privé problématique pourraient toutefois détourner les investisseurs du Canada, et diminuer la valeur de la monnaie canadienne relativement à la monnaie américaine favorisant ainsi les exportations d’électricité du Québec.

20 http://www.td.com/francais/document/PDF/economics/special/lp0212_can_dollar_fr.pdf

2.1.2 Les facteurs politiques concernant l’exportation d’électricité vers les États-Unis

Des facteurs politiques pourraient aussi avoir des conséquences sur les exportations d’électricité. Étant donné leur nature, nous pouvons difficilement anticiper les politiques qui pourront être adoptées par les diverses instances réglementaires américaines. Actuellement, les Renewable Portfolio Standards (RPS) constituent l’élément central de la politique énergétique d’une majorité d’États américains. Ces RPS pourraient avoir des conséquences directes sur la demande d’énergie éolienne provenant du Québec.

Parallèlement, la modification des plafonds d’émission de GES dans le cadre du Regional Greenhouse Gas Initiative pourrait favoriser la demande d’électricité peu émettrice de GES, particulièrement l’énergie éolienne. Finalement, le discours sur l’état de l’Union du Président américain du 12 février 2013 laisse entrevoir des actions concernant la lutte aux changements climatiques²¹, qui pourraient aussi favoriser l’électricité du Québec.

2.1.2.1 Portefeuille d’énergie renouvelable (RPS)

Les RPS constituent un élément important de la politique énergétique des États américains. Leur objectif est d’accroître la part de l’énergie renouvelable dans le portefeuille énergétique des États en établissant un seuil minimal d’énergie qui doit provenir de sources renouvelables. Généralement, les États reconnaissent l’éolienne, le solaire, le géothermique, la biomasse et la petite hydraulique comme sources d’énergie renouvelables. La grande hydraulique n’est pas considérée comme une énergie renouvelable parce que les grands réservoirs hydroélectriques provoqueraient d’importants dégâts écologiques, toujours selon ces États. Toutefois, à la suite d’un récent accord avec le Québec pour des contrats d’achat d’électricité à long terme²², le Vermont a reconnu l’électricité produite par la grande hydraulique comme une forme d’énergie renouvelable²³. Cet État demeure le seul actuellement à l’avoir reconnue.

Les exigences de production d’électricité provenant d’énergie renouvelable s’élèvent progressivement d’année en année. Pour certains États, la cible d’énergie renouvelable sera bientôt à échéance. Par exemple, l’État de New York possède une cible de 29 % d’énergie renouvelable pour 2015. Dans ce système, où la grande hydraulique n’est pas considérée comme une énergie renouvelable, une proportion d’énergie du parc éolien du Québec pourrait être considérée, à condition que notre électricité exportée puisse être comptabilisée dans les RPS. Il existe effectivement des mécanismes permettant de reconnaître des importations d’électricité produite à partir d’énergie renouvelable. Plus grande sera la production d’électricité à partir d’énergie éolienne, plus importantes pourront être les possibilités d’exportation pour le Québec, particulièrement dans un contexte où des investisseurs souhaiteraient mettre en place une ligne de transport d’électricité entre le Québec et l’État de New York et où les

21 « I urge this Congress to pursue a bipartisan, market-based solution to climate change, like the one John McCain and Joe Lieberman worked on together a few years ago. But if Congress won’t act soon to protect future generations, I will. I will direct my Cabinet to come up with executive actions we can take, now and in the future, to reduce pollution, prepare our communities for the consequences of climate change, and speed the transition to more sustainable sources of energy. » http://www.c-

span.org/uploadedFiles/Content/Documents/State-of-the-Union-2013.pdf

22 http://www.premiere-ministre.gouv.qc.ca/actualites/communiques/details.asp?idCommunique=307

23 http://affaires.lapresse.ca/economie/energie-et-ressources/201008/12/01-4305888-hydro-quebec-signe-un-contrat-de-2-milliards-avec-le- vermont.php

subventions américaines à l’énergie éolienne sont remises en question chaque année et reconduites chaque fois pour une seule année²⁴.

T^ABLEAU 4:PORTEFEUILLE D'ÉNERGIE RENOUVELABLE « RENEWABLE PORTFOLIO STANDARDS » Cible d’énergie renouvelable Éolien inclus

Connecticut 27 % / 2020 Oui

Maine 40 % / 2017 Oui

Massachusetts 15 % / 2020

(après 2020, accroissement de 1 % par année)

Oui

New-Hampshire 24,8 % / 2025 Oui

New-Jersey 20,38 % / 2020 Oui

New York 29 % / 2015 Oui

Vermont 20 % / 2017 Oui

Source : http://www.dsireusa.org

2.1.2.2 La bourse du carbone (RGGI)

Le Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI) est une initiative régionale de dix États dont le but est de mettre en place un programme obligatoire de plafonnement et d'échange de droits d'émissions (régime

« cap trade ») de GES. Celui-ci vise à plafonner puis à réduire de 10 % par rapport aux niveaux de 2009 les émissions de CO2 des centrales thermoélectriques situées sur leur territoire d'ici 2018.

Parce que les centrales thermoélectriques sont visées, cette bourse du carbone aurait dû augmenter substantiellement le coût de production de l’électricité. Cependant, cette bourse, qui a commencé au cœur de la récession, aurait délivré une quantité trop élevée de droits d’émission. La récession et l’arrivée du gaz de schiste dans le circuit d’approvisionnement énergétique ont permis de réduire la consommation de charbon, ce qui a diminué sensiblement les émissions de GES par les services producteurs d’électricité. Pour remédier à cette situation, des États participants ont décidé d’éliminer 93 % des permis non vendus. Des discussions sont en cours en ce moment au sein de la RGGI afin de réduire substantiellement le plafond d’émissions des émissions de GES.

Les impacts du RGGI sur les exportations d’électricité du Québec dépendent du plafond d’émissions de GES qui sera déterminé par le RGGI. Un plafond trop élevé aura peu d’incidences sur les exportations d’électricité du Québec, cependant un plafond peu élevé augmentera le coût de production de l’électricité et pourrait permettre à HQP d’exporter de l’énergie propre provenant des achats d’énergie éolienne, advenant une entente avec HQD.

24 http://www.forbes.com/sites/davelevitan/2013/01/02/wind-power-tax-credit-survives-fiscal-cliff-deal/