La boucle de l’Atlantique
Un projet à plusieurs voix
Lignes de transport et environnement
« Grâce à l’importation d’énergie propre, la boucle de l’Atlantique permettra de réduire les émissions d’approximativement 4,5 mégatonnes en Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick.» — Stéphane Shank, du Bureau du Conseil privé.
Le projet de boucle de l’Atlantique (Atlantic Loop) consiste à augmenter, grâce à de nouvelles infrastructures, le transport de l’hydroélectricité du Labrador et du Québec jusque dans les provinces maritimes, en particulier le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Écosse, deux provinces très dépendantes de l’énergie polluante puisqu’elles produisent la moitié de leur énergie à partir de sources fossiles, notamment du charbon. L’objectif ultime du projet est de décarboner ces deux provinces, ou du moins d’y contribuer.
Par Jean Brindamour
Mené par Ottawa, le projet est discuté depuis plusieurs années par les parties concernées : « La boucle de l’Atlantique, explique Stéphane Shank du Bureau du Conseil privé, se veut un projet transformateur pour le Canada atlantique et pourrait aider cette région du Canada à délaisser le charbon, à décarboner le secteur de l’électricité, à favoriser la sécurité énergétique et à créer de nouvelles possibilités de développement économique. »
En tout, plus de 800 kilomètres de lignes électriques devraient être construites, la part du lion revenant, à cause de sa position centrale, au Nouveau-Brunswick. Ce projet, quoiqu’une évaluation des coûts soit hautement hypothétique à ce stade, est estimé à ce moment-ci à plus de cinq milliards de dollars.
Ce projet de boucle de l’Atlantique apparaît nécessaire pour que le Canada puisse atteindre ses objectifs de diminution des émissions de gaz à effet de serre (GES). « Grâce à l’importation d’énergie propre, poursuit Stéphane Shank, la boucle de l’Atlantique permettra de réduire les émissions d’approximativement 4,5 mégatonnes en Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick. Les adaptations réalisées visent à adapter la demande énergétique provenant des centrales au charbon de la Nouvelle-Écosse et des centrales à combustibles fossiles du Nouveau-Brunswick, ainsi qu’à augmenter la capacité de répondre à la demande énergétique à long terme dans cette région. »
En tout, plus de 800 kilomètres de lignes électriques devraient être construites, la part du lion revenant, à cause de sa position centrale, au Nouveau-Brunswick. Ce projet, quoiqu’une évaluation des coûts soit hautement hypothétique à ce stade, est estimé à ce moment-ci à plus de cinq milliards de dollars : « Ressources naturelles Canada offre actuellement du soutien à Énergie NB et à Nova Scotia Power pour financer les coûts initiaux de développement du projet dans le cadre de son Programme de prédéveloppement d’interconnexions stratégiques», indique Stéphane Shank. Ce programme mis en place le 1er avril 2021 a pour but d’aider les services publics d’électricité provinciaux à effectuer les travaux de « prédéveloppement » nécessaires pour clarifier l’ensemble d’un projet.
Un scénario
Du côté d’Hydro-Québec, un projet de lien HVDC (High Voltage Direct Current) ou CCHT (courant continu à haute tension) à 400 kV est présentement à l’étude pour transporter l’électricité québécoise jusqu’au Nouveau-Brunswick. Le lien serait doté de deux convertisseurs à courant continu, un situé au Québec, dans un lieu qui reste à déterminer, et l’autre au poste de Salisbury, au Nouveau-Brunswick, près de la ville de Moncton. Selon le point de départ retenu au Québec, des câbles sous-marins et une ligne aérienne isolés à 400 kV à courant continu pourraient être construits pour relier les deux convertisseurs. Une autre ligne à courant alternatif connecterait le poste de Salisbury (au Nouveau-Brunswick) et le poste d’Onslow en Nouvelle-Écosse.
Quelques embûches
L’échéancier prévu pour ces infrastructures de transport hydroélectrique évoque 2030. Le premier ministre néo-brunswickois Blaine Higgs ne le croit guère réaliste. Il n’est pas le seul. Déjà en juillet dernier, le ministre des Affaires intergouvernementales, de l’Infrastructure et des Collectivités Dominic LeBlanc, malgré un optimisme de façade, reconnaissait qu’Énergie NB, Nova Scotia Power et Hydro-Québec devaient travailler vite et ne pas perdre de temps, car l’échéancier est serré.
En octobre 2022, le désistement d’Emera, la société mère de Nova Scotia Power, a provoqué un malaise. En effet, cet acteur clé du projet a suspendu sa participation financière à la boucle de l’Atlantique à la suite d’une décision du gouvernement de la Nouvelle-Écosse de plafonner les hausses des tarifs d’électricité à 1,8 % au cours des deux prochaines années pour les coûts de production autres que ceux des combustibles.
Le PDG d’Emera, Scott Balfour, a toutefois récemment déclaré qu’Emera restait « activement engagée » dans les discussions entre les services publics et les gouvernements provinciaux.
Un contrat en trop ?
La question de la capacité d’Hydro-Québec à répondre aux besoins du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse se pose. L’Ontario reçoit déjà d’Hydro-Québec 2 TW par an. La société d’État a signé un contrat de 20 ans avec le Massachusetts pour fournir 9,45 TW par an. Les fruits de cette entente ont beau être retardés à cause de querelles judiciaires, elle pourrait se débloquer dès la fin de l’été 2023. Et la demande en électricité ne devrait pas diminuer. Le 23 janvier dernier, un reportage de Radio-Canada a cité un mémoire d’Hydro-Québec rendu public le lendemain : « Les entreprises attirées par la faible empreinte carbone de notre électricité et la compétitivité de nos tarifs ont transmis à Hydro-Québec des demandes d’alimentation équivalant à la moitié de la puissance installée du parc d’Hydro-Québec. » Hydro-Québec estime ces demandes à 23 000 MW, ce qui correspond à la construction de 13 complexes comme celui de la rivière Romaine ! « On doit prioriser, tempère le ministre de l’Économie, de l’Innovation et de l’Énergie Pierre Fitzgibbon, des projets de décarbonation avec des retombées économiques importantes ». Son ministère évaluerait les besoins entre 8000 et 10 000 MW, c’est plus de 4 complexes comme celui de la rivière Romaine.
Hydro-Québec estime les demandes des entreprises attirées par la faible empreinte carbone de notre électricité et la compétitivité de nos tarifs à 23 000 MW, ce qui correspond à la construction de 13 complexes comme celui de la rivière Romaine !
Il n’y a pas que l’énergie, c’est-à-dire la quantité totale d’électricité, en jeu. La puissance, en d’autres mots la capacité de fournir cette électricité à tous ceux qui en font la demande au même moment, subit également de fortes pressions. Les jours de grand froid de février dernier ont entraîné des requêtes ayant dépassé les capacités d’Hydro-Québec, qui a dû prendre des mesures d’urgence pour diminuer ses exportations vers l’Ontario et même acheter de l’électricité à l’État de New York.
Rien ne condamne pour le moment le projet de la boucle de l’Atlantique, mais on se demande encore comment il s’inscrira dans l’écosystème d’Hydro-Québec. Il n’y a que le gouvernement fédéral qui se montre expressément positif, tout en s’en tenant prudemment à des généralités : « Le gouvernement du Canada, conclut Stéphane Shank, s’engage à travailler avec tous les partenaires, y compris les groupes autochtones, les gouvernements et les services d’utilité publique de la Nouvelle-Écosse, du Nouveau-Brunswick et du Québec afin de confirmer les conditions générales pour que le projet de la boucle de l’Atlantique puisse aller de l’avant. » ■