Le 10 août, le gouvernement du Canada a lancé son projet tant attendu de Règlement sur l’électricité propre, qui nous donne la première vue d’ensemble de la nouvelle politique, notamment un meilleur aperçu du contexte dans lequel cette politique s’inscrit, de sa conception et de ce qu’elle implique. Le présent article est le premier d’une série de deux articles qui présentent le règlement. Il en approfondit les principales dispositions, explore les compromis que le règlement cherche à faire pour parvenir à un équilibre et expose la façon dont la transition de notre réseau vers la production d’électricité carboneutre se fera d’ici 2035. La deuxième partie traitera des politiques connexes avec lesquelles le doit composer le Règlement sur l’électricité propre et la façon dont le Canada peut s’attaquer aux émissions du secteur de l’électricité qui resteront après 2035.
Il est permis d’affirmer, sans se tromper, que ce projet de règlement est d’une importance capitale. Il représente une étape significative dans l’engagement du gouvernement à rendre son réseau d’électricité carboneutre d’ici 2035, engagement primordial pour l’atteinte des cibles de réduction des émissions de notre pays et l’accélération de sa transition énergétique vers une économie carboneutre d’ici 2050.
Ce règlement s’inscrit dans un ensemble élargi de politiques fédérales déjà en place ou mises en œuvre actuellement pour soutenir le déploiement de l’électricité propre, dont les nombreuses mesures annoncées dans le budget de 2023, s’inspirant toutes de la vision de l’électricité globale, également publiée en août.
Le Règlement sur l’électricité propre arrive à un moment charnière. En raison de la multiplication des feux incontrôlés, des inondations et autres effets pervers de la pollution climatique dans le monde, il est plus que jamais urgent de procéder rapidement à la décarbonisation de nos économies. D’après de nombreuses études, que ce soit celles de l’Agence internationale de l’énergie ou de la Régie de l’Énergie du Canada, la transition vers une économie carboneutre d’ici 2050, pour être rentable, passe par la mise en place d’un réseau d’électricité propre. D’autres pays — dont les États-Unis et le reste du G7 — en sont conscients et ils se sont eux-aussi engagés à mettre en place un réseau carboneutre d’ici 2035. Bref, l’électricité propre est la pierre angulaire de la transition énergétique. Pour avoir des voitures, des industries et des maisons qui ne polluent pas, on a besoin d’électricité propre.
Les débats sur ces questions doivent s’articuler autour de faits, et non d’assertions inexactes sur le règlement et ses répercussions. Passons donc en revue certains aspects du projet actuel de Règlement sur l’électricité propre.
Fonctionnement du projet de Règlement sur l’électricité propre
Le règlement s’articule autour de la création d’une norme sur les émissions presque nulles, qui s’applique à la production d’électricité, à partir de combustibles fossiles et plusieurs flexibilités de conformité importantes, qui, prises ensemble, autoriseraient encore une certaine quantité d’émissions après 2035. C’est dire essentiellement que, bien que le Règlement sur l’électricité propre joue un rôle déterminant en propulsant le réseau national vers la carboneutralité d’ici 2035, il ne suffit pas à lui seul.
En vertu du projet de règlement, le secteur de l’électricité en 2035 aura le droit de libérer, en petite quantité, des émissions résiduelles, qu’il faudra réduire ou compenser au moyen d’autres politiques et mesures pour que le Canada atteigne son objectif de carboneutralité du réseau électrique. Au nombre de ces mesures additionnelles, mentionnons une combinaison de promesses et de menaces : le renforcement de la tarification du carbone par l’ajout d’autres incitatifs à réduire les émissions, des subventions servant à développer de nouvelles sources de production d’électricité, sans émissions, et éventuellement d’autres mesures visant à compenser le reste des émissions (dont il sera question dans le deuxième article de cette série).
La probabilité qu’il reste des émissions en 2035 une fois la norme appliquée est un choix délibéré visant à assurer la fiabilité du réseau. Le règlement n’impose également pas de technologie en particulier, ce qui laisse aux provinces la possibilité de choisir celles qui leur conviennent pour la planification et la mise en place de leur système en réponse au règlement, parce que ce sont ces gouvernements qui sont responsables en dernier ressort de la conception et de l’exploitation des réseaux électriques. L’approche permet de concilier deux impératifs, la réduction des émissions et la fiabilité alliée à la rentabilité, tout en respectant les compétences provinciales.
Approfondir les détails
Comme il en a été question plus haut, le projet de règlement comprend une série de mesures qui aideront à réduire les émissions tout en laissant de la latitude qui favorisera la fiabilité et la rentabilité des réseaux. Comme nous en sommes à la dernière étape de la réglementation, il sera primordial de trouver un juste équilibre pour ces mesures. Approfondissons maintenant quelques-unes des mesures les plus efficaces qui sont présentées, en les resituant dans le contexte et faisant une évaluation préliminaire de leurs conséquences.
Norme de rendement
Le premier élément, peut-être le plus fondamental, de ce nouveau règlement, c’est la norme de rendement qu’il établit pour les générateurs d’électricité. D’ici 2035, les centrales qui généreront, au moyen de combustibles fossiles, 25 mégawatts au plus d’électricité et qui acheminent plus d’électricité vers le réseau qu’elles n’en importent, ne devront pas émettre plus de 30 tonnes d’équivalents dioxyde de carbone par gigawattheure (éq. CO₂/GWh) en moyenne pendant une année civile.
En optant pour un seuil d’émission supérieur à zéro, le gouvernement cherche à concilier la nécessité d’adopter ce règlement sans imposer de technologie (en optimisant l’éventail de technologies auxquelles les provinces peuvent recourir pour respecter les normes) avec le besoin de réduire, de façon significative, les émissions. À première vue, une norme de 30 tonnes d’éq. CO₂/GWh semble atteindre cet équilibre. Selon le degré de sévérité dans ce projet, il faudrait environ un taux de captation du carbone de 90 % à 95 % pour les installations alimentées avec des combustibles fossiles. Les tentatives pour imposer une norme plus sévère pourraient avoir des répercussions importantes sur les coûts, et une incidence mineure sur les émissions. De plus, la technologie de captage et stockage du CO₂ (CSC) arrivera difficilement à dépasser le taux de captation proposé.
Conscient qu’il faudra du temps avant de régler le problème posé par l’application de la technologie de CSC dans les installations alimentées au gaz, le gouvernement présente également une disposition qui autorise une installation équipée d’un système de CSC, à émettre des quantités légèrement supérieures d’émissions un peu plus longtemps, après 2035[1]. Le gouvernement a conçu cette mesure en vue de réduire l’incertitude liée à la première génération de cette technologie, mais a déclaré que d’ici 2040, elle sera probablement parvenue suffisamment à maturité pour permettre une élimination progressive de cette exception.
La prudence s’impose : il ne faut pas miser trop sur une technologie de CSC qui n’a pas encore été mise à l’essai pour parvenir à notre objectif de réduction des émissions. Toutefois, cette technologie aura certainement un rôle à jouer. Il est donc logique d’intégrer dans le règlement une exonération qui diminuera le risque que comporte le déploiement de cette technologie, et garantira que les exploitants de réseau pourront continuer à générer de l’électricité à partir de ces installations pendant la période d’ajustement.
En résumé, la norme de rendement représente un incitatif à générer de l’électricité à émissions nulles ou à utiliser du gaz fossile générant très peu d’émissions d’ici 2035, tout en laissant de la place au développement de la technologie de CSC. Ainsi, les provinces peuvent continuer à recourir au gaz fossile lorsque nécessaire, mais de façon à en réduire de manière significative les émissions.
Disposition de fin de vie réglementaire : ancien groupe et nouveau groupe
Il est important de souligner que la norme de rendement proposée ne s’applique pas immédiatement à toutes les centrales en même temps. Le règlement distingue plutôt différentes catégories, qui ont différents échéanciers pour se conformer à la norme, souvent déterminés en fonction de leur « date de mise en service » (la date à laquelle la centrale est entrée en activité). Le plus grand écart est celui entre les « nouveaux groupes » et les « anciens groupes ».
« Nouveaux groupes »
Tout groupe mis en service après le 1er janvier 2025 devra se conformer à la norme de rendement d’ici le 1er janvier 2035[2]. Compte tenu du fait qu’une centrale au gaz fossile est active pendant au moins 40 ans, cette exigence garantira aux services publics et aux promoteurs de projets au moment de la planification que toute centrale au gaz fossile mise en activité après le 1er janvier 2025 devra aussi utiliser des technologies de CSC ou être prête à le faire d’ici 2035. Les « nouveaux » groupes au gaz fossile, selon le projet de règlement, pourront donc seulement exercer leurs activités pendant dix ans (ou moins) avant d’avoir à se conformer à la norme de rendement.
Il ne fait aucun doute que les gaz fossiles continueront de contribuer au réseau électrique après 2035, mais leur production doit être réduite dans la mesure du possible, et les services publics et les promoteurs de projet doivent voir les gaz fossiles sans dispositif d’atténuation comme un dernier recours. Il est donc essentiel de déterminer si le règlement en fait assez pour décourager la construction de centrales au gaz fossile sans dispositif d’atténuation, et pour encourager l’essor de nouvelles sources propres. Autrement, la construction de centrales au gaz fossile (mises en service après le 1er janvier 2025), qui n’auraient pas besoin d’utiliser de technologies de CSC avant 2035, pourrait nous éloigner de la cible de réduction d’émissions et inciter les prochains gouvernements pour qu’ils assouplissent le règlement.
Les « anciens groupes » et la fin de vie réglementaire
Les groupes existants, définis comme étant les centrales mises en service avant le 1er janvier 2025, n’auront pas forcément à se conformer à la norme de rendement d’ici 2035, mais devront plutôt s’aligner avec la date la plus tardive entre le 1er janvier 2035 ou la date de « fin de vie réglementaire » du groupe, soit 20 ans après la date de sa mise en service.
Ainsi, une centrale qui serait entrée en activité avant 2015 devrait se conformer à la norme de rendement dès 2035, mais une autre, mise en service en 2024, serait seulement soumise à la norme à partir de 2044.
Voilà un important compromis. D’un côté, la création d’une phase d’abandon progressif pour les centrales au gaz fossile « existantes » offre certains avantages considérables. Tout d’abord, cette approche allonge sur une plus longue période les coûts et répercussions possibles sur le réseau engendrés par un retrait ou une mise à niveau d’un groupe. Cela favorise une transition ordonnée, en laissant du temps pour planifier la résolution des répercussions sur le réseau et pour profiter des baisses de prix prévues des technologies de rechange émergentes, comme le stockage par batterie et la géothermie améliorée. Ensuite, il peut être plus coûteux de rénover les centrales existantes dans le but d’y intégrer une technologie de CSC, puisque ces centrales n’avaient pas été conçues dans cette optique. Une planification réfléchie et un échéancier plus long sont donc nécessaires pour la rénovation des centrales ou l’approvisionnement en nouvelles ressources pour les remplacer. Dans les deux cas, une période transitoire peut être justifiée.
De l’autre côté, une période transitoire trop longue risque de compromettre le but entier de ce règlement, en décourageant la transition vers des sources d’énergie propre et en retardant ainsi l’atteinte de la cible de réduction des émissions. En effet, les modèles du gouvernement ont souligné qu’en laissant les « groupes existants » exercer leurs activités pendant 25 ou 30 ans, les coûts augmenteraient alors que la réduction d’émissions serait moindre.
En bref, bien qu’une disposition concernant la fin de vie réglementaire offre une flexibilité compréhensible pour permettre aux provinces de veiller à une transition ordonnée et rentable, les répercussions d’un délai de grâce de 20 ans devraient être analysées attentivement et un prolongement au-delà du délai actuel de 20 ans ne devrait pas être envisagé.
Exception pour la flexibilité des gaz fossiles
Une autre exception importante permet aux centrales de gaz fossiles de transgresser la norme de rendement pendant de courtes périodes au courant d’une année. En particulier, le Règlement sur l’électricité propre propose de laisser les centrales de gaz fossiles émettre jusqu’à 150 kilotonnes de CO2 par année et d’exercer leurs activités pour un maximum de 450 heures/an, soit l’équivalent d’une centrale qui fonctionne pendant 5 % des heures totales de l’année, à 100 % de sa puissance.
En pratique, cette exception vise à tailler un rôle pour les centrales de gaz fossiles de pointe, soit les centrales d’électricité mobilisable servant de source de secours et pouvant être mise en service rapidement durant les périodes de forte demande ou pour compenser l’intermittence de la production d’énergie renouvelable.
Cette disposition suscitera de longs débats.
D’un côté, il sera plus complexe d’atteindre un réseau électrique carboneutre d’ici 2035 avec une norme de rendement qui ne vise pas la carboneutralité et qui, en plus, comprend des exceptions comme celles-ci, et permet la poursuite de l’utilisation de gaz fossiles sans dispositif d’atténuation,
De l’autre côté, l’argument selon lequel le maintien d’un système limité d’énergie en réserve — même sous la forme de gaz fossile sans dispositif d’atténuation — pour favoriser la transition vers un système propre se justifie. Compte tenu de la taille et du coût du déploiement d’énergie propre nécessaire pour répondre aux besoins annuels en moyenne du système, une petite quantité de production à forte émission grandement déployable (qui peut être déployée et arrêtée rapidement) contribue à la fiabilité et à l’abordabilité de la transition de nos réseaux électriques vers des sources carboneutres. Ces émissions seraient tout de même sujettes au prix du carbone, ce qui encouragerait davantage l’utilisation de ces ressources en cas de nécessité seulement.
En outre, il convient de signaler que les différentes régions du Canada ne sont pas toutes confrontées aux mêmes défis et n’ont pas le même point de départ. Par exemple, l’Alberta, la Saskatchewan et une partie des Maritimes ont encore beaucoup recours aux combustibles fossiles pour leur électricité. En plus de leur transition plus radicale, ces régions peuvent faire face à des températures plus froides, donc nécessiter plus d’énergie pour le chauffage en hiver. Alors que le prix des technologies propres — y compris le stockage d’énergie — devient rapidement compétitif, il est justifié de recourir à une exception qui permet à un système d’appoint alimenté aux gaz fossiles de jouer un rôle limité pendant la construction et l’intégration adéquate de ces ressources.
L’un des points principaux du débat est le suivant : la limite de 450 heures est-elle adéquate pour répondre aux besoins du système? Le premier enjeu consiste à savoir si ce taux d’utilisation suffit à assurer la fiabilité du système et s’il s’agit d’une bonne façon de pondérer la réduction des émissions par rapport aux coûts. Selon la modélisation du gouvernement, un taux d’utilisation de 8 à 10 % se traduit par une diminution des coûts marginaux allant entre 1 et 3 %, mais une augmentation de 4 à 15 % des émissions. Le deuxième enjeu consiste à savoir si les activités durant cette période offrent des incitatifs financiers adéquats pour que chaque région maintienne sa production de gaz. Compte tenu des grandes différences entre les provinces, y compris dans la structure du marché, la température et la part actuelle d’électricité à l’énergie fossile, les calculs seront différents.
Par exemple, en Alberta, où une exception pour les centrales de pointe pourrait jouer un rôle capital, la combinaison marché de l’énergie libéralisé, absence de marché de puissance consacré et limite de 1 000 $ par mégawattheure pourrait faire en sorte que 450 heures d’activités ne constituent pas un incitatif suffisant pour maintenir une centrale de pointe. Il est important de se demander si l’enjeu concerne surtout la conception du marché provincial ou la conception réglementaire fédérale, mais il ne fait aucun doute que les politiques doivent favoriser l’atteinte des cibles de réduction d’émissions sans miner la fiabilité ou l’abordabilité du réseau.
Couvrir toutes les centrales, y compris celles de cogénération
Une autre décision stratégique importante qui sera chaudement débattue est l’inclusion des centrales de cogénération, soit les centrales utilisées pour générer de la chaleur et de l’électricité en même temps. Le nouveau règlement imposerait la norme de rendement à toute installation avec des exportations nettes vers le réseau électrique (plus d’électricité fournie au réseau qu’utilisée) sur une période d’un an.
La cogénération est utilisée dans plusieurs secteurs au Canada, mais surtout dans celui du pétrole et du gaz. Bien que cette partie de la politique puisse avoir des répercussions sur certaines installations et certains secteurs, l’inclusion du minimum de 25 mégawatts pour la couverture d’une installation par le règlement, ainsi que l’exigence selon laquelle une installation doit être un exportateur net d’électricité vers le réseau sur une période d’un an, limitera probablement l’inclusion involontaire de cogénération provenant principalement d’un secteur autre que celui de l’électricité.
Son inclusion dans le Règlement sur l’électricité propre est cependant particulièrement remarquable d’un point de vue des émissions. Environ 28 % de l’électricité en Alberta provient de la cogénération, ce qui représente environ 19 mégatonnes des émissions de gaz à effet de serre de la province. Le fait d’omettre l’inclusion de la cogénération risquerait de créer une brèche encourageant le déploiement de centrales de cogénération sans dispositif d’atténuation qui ne seraient pas assujetties au nouveau règlement. Le règlement final devra définir clairement le type d’installation de cogénération couvert par le règlement au pays et les effets que cette inclusion ou cette exclusion pourrait avoir sur les autres secteurs.
Au-delà du Règlement sur l’électricité propre
Afin de bien comprendre le fonctionnement du Règlement sur l’électricité propre — et les effets potentiels qu’il aura — il est primordial que les implications de celui-ci et les autres choix de conception particuliers soient bien compris. Notre soumission approfondie au processus de consultation du gouvernement donnera de plus amples détails concernant ces compromis, ce que nous considérons comme le bon équilibre et les endroits où des ajustements pourraient être nécessaires.
Cependant, il est impossible de tenir pleinement compte de l’utilité du Règlement sur l’électricité propre sans traiter également des autres politiques qui devront être appliquées en parallèle pour accélérer la transition du Canada vers l’énergie propre. En particulier, nous devons considérer comment la tarification du carbone sera appliquée au secteur de l’électricité et comment les émissions résiduelles seront traitées. Nous approfondissons ces deux sujets dans la deuxième partie de cette série d’articles.
[1] Conformément au projet de règlement, et aussi longtemps que l’installation fonctionne en émettant des quantités inférieures à 30 tonnes d’éq. CO₂/GWh pendant deux périodes d’au moins 12 heures en continu et qu’il s’écoule un délai de 4 mois entre ces deux périodes, l’installation aurait le droit de fonctionner à un taux d’émissions maximum de 40 tonnes d’éq. CO₂/GWh d’électricité générée, soit 7 ans après la mise en service ou au 31 décembre 2039, selon ce qui se produira le plus tôt.
[2] La mise en œuvre immédiate de la norme de rendement le 1er janvier 2035 s’applique également aux centrales au charbon ou au coke de pétrole, ou à toute centrale ayant augmenté sa production d’électricité de 10 % ou depuis son premier enregistrement en vertu du nouveau règlement.
