Introduction

Instaurés en 2014, les contrats sur différence (CfD) du Royaume-Uni sont des mesures financées par l’État pour soutenir les projets d’énergie renouvelable d’envergure. Conçue pour protéger les promoteurs de projet contre les fluctuations du prix de gros de l’électricité, la politique de CfD vise les investissements dans l’énergie propre (surtout l’énergie éolienne en mer, jusqu’à présent).

Dans le cadre de son nouveau Fonds de croissance, le Canada reconnaît l’efficacité des politiques de CfD pour procurer une assurance sur les prix ou les revenus au secteur privé. Il envisage aussi des façons d’améliorer la prévisibilité de son calendrier de tarification du carbone à l’aide de contrats carbone sur la différence, une stratégie semblable à celle des CfD britanniques, mais qui touche le prix du carbone plutôt que celui de l’électricité.

En fait, la politique de CfD du Royaume-Uni comble l’écart entre le prix dont un producteur d’énergie propre a besoin pour que l’investissement soit intéressant et le prix dicté par la dynamique de l’offre et de la demande sur le marché fluctuant de l’énergie. Les CfD apportent donc la garantie d’une source de revenus constante, ce qui atténue le risque financier pour le secteur privé et crée un contexte plus favorable aux investissements que celui entourant d’autres formes d’énergie.

Grâce à la certitude apportée par les CfD, les promoteurs bénéficient d’un taux d’intérêt moins élevé, ce qui attire de nouveaux acteurs qui stimulent la concurrence et contribuent à réduire les coûts. Ces conditions d’investissement favorables, combinées aux progrès technologiques et aux économies d’échelle, ont permis une diminution considérable du coût public par kilowatt des CfD au fil des années.

Figure 1 : Les CfD du Royaume-Uni réduisent les coûts pour l’État en améliorant la prévisibilité des prix pour le secteur privé

Axés sur des subventions, les CfD du Royaume-Uni ont une structure financière unique. En effet, même si l’un de leurs objectifs à long terme est de stabiliser les tarifs d’électricité à la consommation, ce sont les consommateurs d’énergie qui les paient, au bout du compte. Le paiement des CfD est financé par une taxe prévue dans la loi pour tous les fournisseurs d’électricité autorisés, qui en refilent les coûts dans la facture d’électricité des particuliers et des entreprises.

Les décideurs ont justifié l’intervention dans le marché privé par trois objectifs : réductions d’émissions de gaz à effet de serre, sécurité énergétique et abordabilité de l’énergie à long terme. Concernant le premier, le Royaume-Uni vise la carboneutralité d’ici le milieu du siècle, s’engageant à décarboniser d’ici 2035 son réseau électrique qui compte aujourd’hui plus de 40 % de combustibles fossiles.

Parallèlement, la crise énergétique actuelle de l’Europe a hissé la sécurité énergétique et l’abordabilité de l’énergie au sommet des préoccupations politiques. Bien que certains observateurs aient suggéré de mettre la poussière sous le tapis en augmentant la production de combustibles fossiles, plusieurs chefs du gouvernement du Royaume-Uni consécutifs ont fait remarquer que l’énergie renouvelable protège de l’instabilité le cours des combustibles fossiles, qui sont fixés par les marchés internationaux.

Le comité indépendant sur les changements climatiques, conseiller officiel du gouvernement en la matière, estime que la carboneutralité demandera un investissement de 50 milliards de livres (81 milliards de dollars canadiens) par année d’ici 2030, dont une grande part servira à remplacer les infrastructures énergétiques désuètes. Le Royaume-Uni a indiqué son intention d’obtenir 90 milliards de livres (146 milliards de dollars canadiens) de bailleurs de fonds privés jusqu’en 2030.

Avec ces objectifs clairement définis, le gouvernement du Royaume-Uni donne le coup d’envoi à sa politique de CfD en février 2022, s’engageant à lancer des enchères annuelles à partir de mars 2023, plutôt que les enchères bisannuelles prévues, afin d’attirer des capitaux privés et déployer l’énergie renouvelable plus rapidement.

Description de la politique

Au Royaume-Uni, les producteurs d’énergie vendent leur électricité dans un marché libre ou parfois dans le cadre d’un accord d’achat d’énergie. Le prix courant fluctue selon la dynamique de l’offre et de la demande; le prix reçu est fixé en fonction du coût d’approvisionnement de la dernière unité d’électricité vendue. C’est le coût marginal de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles qui sert actuellement de barème pour le prix de gros dans l’ensemble du marché. Puisque le prix des combustibles fossiles dépend du marché international, les prix de l’électricité peuvent varier considérablement, et sont actuellement très élevés en raison de l’instabilité géopolitique du pays.

Les CfD sont conçus pour combler l’écart entre le prix de gros courant et le prix d’exercice du producteur. Le prix d’exercice est déterminé au moment de la mise aux enchères, et une fois fixé, demeure stable pour la durée du contrat, actuellement fixée à 15 ans. Les producteurs sont assurés de recevoir le prix d’exercice pour chaque unité d’électricité produite.

Durant la mise aux enchères, les producteurs d’énergie renouvelable soumettent une offre secrète, qui correspond au prix du kilowattheure qu’ils souhaitent obtenir pour que le projet soit profitable. Une limite administrative est établie par le département des Affaires, de l’Énergie et de la Stratégie du Royaume-Uni, l’entité responsable de la politique. L’exploitant du réseau britannique, le National Grid, dirige les enchères et classe les offres par prix à l’unité. Il accepte ensuite les meilleures offres jusqu’à ce que les plafonds de budget ou de puissance soient atteints. L’offre secrète du dernier projet accepté fixe le prix d’exercice que tous les fournisseurs retenus recevront, pourvu qu’ils soient dans le même groupe d’année ou de technologie. Bien qu’il s’applique aux 15 années du contrat, le prix d’exercice est indexé à l’inflation au moyen de correctifs annuels.

Même si la politique est chapeautée par le département des Affaires, de l’Énergie et de la Stratégie industrielle, les contrats sont quant à eux administrés par la Low Carbon Contracts Company, une société d’État. Celle-ci est aussi responsable de récupérer les coûts du programme au moyen d’une taxe aux fournisseurs d’électricité – c’est-à-dire les intermédiaires qui livrent le produit final aux consommateurs.

Un aspect important de la conception des CfD est le caractère bidirectionnel des paiements. Si le prix de gros moyen (le prix de référence) est inférieur au prix d’exercice, la Low Carbon Contracts Company paie la différence au producteur. À l’opposé, si le prix de référence est supérieur au prix d’exercice, le producteur paie la différence à la Low Carbon Contracts Company (figure 2).

Jusqu’à récemment, le prix de référence avait toujours été inférieur au prix d’exercice des projets, et la Low Carbon Contracts Company payait la différence aux producteurs. Toutefois, le déclenchement de la crise énergétique dans l’Union européenne et la hausse vertigineuse du prix des combustibles fossiles ont fait grimper le prix de gros de l’électricité au-delà du prix d’exercice. Résultat : les producteurs ont dû verser des paiements à la Low Carbon Contracts Company.

Figure 2 : Dans un CfD bidirectionnel, les entreprises versent ou reçoivent des paiements selon le prix sur le marché.

Les CfD continuent de susciter un intérêt considérable dans le secteur privé, qui investit massivement dans le marché. Les résultats de la quatrième ronde d’allocation de la politique, publiés en juillet 2022, indiquent la venue de 93 nouveaux projets, soit davantage que les trois dernières enchères réunies, ce qui porte à 168 le total de CfD administrés. Il est prévu que cette ronde d’allocation apportera près de 11 gigawatts de puissance supplémentaire provenant de l’énergie solaire, de l’éolien en mer, de l’éolien terrestre, de l’éolien en zone insulaire éloignée et – pour la toute première fois – de projets d’énergie marémotrice et d’éoliennes flottantes. Lorsque tous ces projets entreront en activité, l’ensemble des projets liés aux CfD comblera environ 30 % des besoins en énergie du Royaume-Uni. La cinquième ronde, prévue pour mars 2023, rehaussera encore cette proportion.

Avantages et limites de la politique

Grâce aux ajouts considérables à la puissance d’électricité renouvelable et à une conception innovante axée sur des enchères, la politique de CfD du Royaume-Uni est largement reconnue comme une réussite. Elle comporte plusieurs avantages par rapport au programme précédent, le système d’obligation d’énergies renouvelables (Renewables Obligation system), qui contraignait les fournisseurs à s’approvisionner d’une plus grande part d’énergies renouvelables, un peu comme le ferait une norme de portefeuille renouvelable. Puisque ce système aurait pu mener aux mêmes résultats en matière de puissance d’électricité renouvelable que les CfD, il est pertinent d’examiner les caractéristiques précises qui ont fait la réputation mondiale de la politique de CfD du Royaume-Uni, sans toutefois ignorer ses limites.

Avantages

1. La politique de CfD du Royaume-Uni est conçue pour offrir une assurance de prix tout en demeurant une solution économique qui réduit au maximum le fardeau sur les fonds publics. Les programmes de subventions sont souvent critiqués pour leur inefficacité, notamment lorsque des paiements financés par l’État, plus élevés que ce qu’il faudrait pour susciter l’intérêt du secteur privé, encouragent le resquillage. Ce phénomène peut s’avérer problématique, car l’augmentation des paiements publics ne s’accompagne pas d’une augmentation des investissements. La politique a permis d’enrayer ce phénomène grâce à la nature concurrentielle des enchères, qui ont su inciter la concurrence et profiter de la baisse des coûts des technologies d’énergie renouvelable.

Les coûts par kilowattheure d’énergie éolienne en mer ont diminué considérablement à chaque ronde de CfD, totalisant une baisse importante de 65 à 75 % depuis les premières enchères en 2015.

Comme seules les plus petites offres sont retenues, les acteurs du privé doivent rivaliser d’inventivité pour trouver des moyens de faire baisser les coûts et, au bout du compte, alléger la facture des contribuables.

2. Compte tenu du caractère bidirectionnel de la politique, les paiements peuvent être reçus ou versés, ce qui limite le risque que les fonds publics financent de généreux bénéfices.

La bidirectionnalité, qui fait en sorte que les producteurs versent des paiements lorsque le prix de gros de l’électricité est élevé, a été particulièrement importante pour l’efficience, mais aussi pour gagner l’appui du public. Depuis septembre 2021, le sommet atteint par les prix de l’énergie a obligé les producteurs d’énergie sobre en carbone à verser des paiements pour contrebalancer les excès de revenus par rapport au prix d’exercice établi. Puisque la nature des CfD empêche en grande partie de rafler des profits exceptionnels lorsquve le prix de gros atteint des sommets, les producteurs sont exemptés de la taxe de 45 % sur les profits imprévus que le Royaume-Uni imposera à d’autres fournisseurs d’énergie de janvier 2023 à mars 2028. Cette politique représente aussi des économies pour les contribuables, en plus d’un milliard de livres (1,66 milliard de dollars canadiens) en revenus provenant des paiements des producteurs prévus d’avril 2022 à mars 2023.

3. Le programme est administré par un organe indépendant du gouvernement, ce qui réduit le risque politique.

L’administration des CfD par une société indépendante protège l’intégrité du programme contre les fluctuations politiques. Les promoteurs de projets d’énergie renouvelable retenus signent un contrat de droit privé avec la Low Carbon Contracts Company, qui s’occupe de rédiger les contrats, de les administrer pendant les phases de construction et de livraison, et de verser les paiements de CfD. Le gouvernement est le seul actionnaire de la Low Carbon Contracts Company. Il siège donc au conseil et est tenu de produire certains rapports au département des Affaires, de l’Énergie et de la Stratégie industrielle. Toutefois, les CfD sont conçus comme des contrats de droit privé, selon lesquels la Low Carbon Contracts Company est la partie contractante, et ne peuvent être résiliés sans conséquences juridiques. Ces dispositions protègent la politique des interférences politiques ou de l’annulation, favorisant la confiance des investisseurs.

Limites

1. La politique est régressive, au sens qu’elle touche plus durement le pouvoir d’achat des ménages à faible revenu.

Étant donné que la politique de CfD est payée par les consommateurs par l’intermédiaire d’une taxe à l’unité, plus on consomme d’électricité, plus on paie cher pour le programme. Bien que le volume d’électricité consommée augmente habituellement avec le revenu – rendant les paiements du programme plus élevés pour les plus nantis – les personnes à faible revenu consacrent généralement une plus grande proportion de leur revenu aux coûts d’énergie, ce qui rend la politique régressive. C’est pourquoi il est préférable de mettre en place des politiques complémentaires pour réduire le fardeau disproportionné de la taxe sur les ménages à faible revenu. Le programme de réductions sur le chauffage du Royaume-Uni (Warm Home Discount Scheme), les bons de carburant et les allocations par temps froid (Cold Weather Payments) sont tous des exemples de politiques complémentaires offrant des mesures d’appui ciblées.

2. Il faut un certain temps avant d’obtenir des résultats mesurables, aussi bien sur le plan des ajouts de puissance d’énergie renouvelable que sur celui des réductions d’émissions qui en découlent.

Bien que toutes les politiques prennent du temps à montrer des résultats, l’exemple du Royaume-Uni montre clairement le long délai entre la mise en œuvre de la politique et l’atteinte des objectifs de production d’énergie renouvelable. Les projets des contrats octroyés en octobre 2019 seront complètement en service d’ici 2027 seulement. Il y aura toutefois une montée graduelle de la capacité renouvelable à partir de 2024. Les décisions d’investissement industriel du secteur privé peuvent prendre des années à se concrétiser, et la certitude financière offerte par les CfD est nécessaire avant que la plupart des projets puissent commencer à toucher des capitaux et les procédures d’approbation comme la diligence raisonnable. Les réductions d’émissions peuvent se mesurer après de nombreuses années.

3. La structure de rendement n’est pas sans compter des lourdeurs administratives.

Depuis septembre 2021, les prix de gros de l’énergie dépassent les prix d’exercice des CfD, ce qui oblige les producteurs à verser des paiements à la Low Carbon Contracts Company. Dans ce cas, la taxe pour les fournisseurs est levée, parce que les règlements de l’entreprise ne l’autorisent pas à imposer une taxe négative. À la place, les flux inverses ont lieu à des points de rapprochement trimestriels, où l’entreprise paie le montant accumulé des paiements aux fournisseurs. Le problème, c’est que ces paiements trimestriels ne se traduisent pas par des réductions équivalentes dans la facture des consommateurs. Les fournisseurs peuvent en faire ce qu’ils veulent, et il est difficile de dire dans quelle mesure ces paiements aident à réduire les factures d’électricité, c’est-à-dire que le lien entre l’économie financière et les frais imputables n’est pas toujours connu.

Leçons pour le Canada

Globalement, la politique de CfD peut être appliquée à d’autres technologies d’atténuation des changements climatiques envisagées au Canada, comme la captation et le stockage du CO₂ et la production d’hydrogène propre. Il y a ainsi plusieurs leçons à tirer de la politique britannique des CfD, qui pourraient être bénéfiques au développement de positionnements du pays, notamment vu l’intérêt du Canada pour ce modèle financier comme levier de décarbonisation industrielle, notamment dans le cadre de son nouveau Fonds de croissance.

1. Favoriser la certitude sur les prix ou les revenus pour amoindrir le risque financier et favoriser les investissements à long terme.

Les CfD peuvent susciter des investissements privés grâce à la gestion des risques, notamment en procurant de la certitude quant aux revenus d’un projet. La politique de CfD du Royaume-Uni confie aussi l’administration des contrats à une société indépendante, la Low Carbon Contracts Company, ce qui la met à l’abri des fluctuations de soutien politique et du risque de démantèlement. L’entreprise pourrait être un modèle pertinent pour l’administration des 15 milliards de dollars du Fonds de croissance. Le Fonds, dont le lancement est prévu d’ici la fin de l’année, promet de comporter une structure « indépendante permanente », qui sera établie dans la première moitié de 2023. Bien que les modalités ne soient pas encore connues, le gouvernement a clairement indiqué que le Fonds de croissance allait passer d’une filiale supervisée par la Corporation de développement des investissements du Canada à une institution disposant d’une autonomie opérationnelle.

2. Aider les investisseurs privés à absorber les coûts d’emprunt pour réduire le coût global des projets, ce qui diminue les subventions nécessaires pour encourager le développement de projets.

Les coûts en capital peuvent représenter une part importante des coûts d’un projet et un indicateur de la réalisation du projet, et les coûts augmentent généralement avec le profil de risque du projet. L’assurance que procurent les CfD rend un projet plus intéressant pour les investisseurs, en diminuant les taux d’intérêt et ainsi le coût total pour les promoteurs de projet. Au-delà de l’assurance d’un programme solide et viable, la politique nécessite des établissements de crédit sophistiqués, et les programmes gouvernementaux pourraient être développés pour assurer la capacité à cerner correctement les effets d’atténuation du risque de la politique.

3. Cibler des technologies abouties et établies si on utilise la même structure de CfD que le Royaume-Uni.

La politique de CfD britannique a été appliquée au moment où la production d’énergie renouvelable, en particulier l’énergie éolienne en mer, était à maturité. Pour arriver à ce point, les politiques du gouvernement se sont d’abord concentrées sur l’investissement dans la recherche et le développement et la croissance de la chaîne d’approvisionnement. Les politiques de CfD sont peut-être plus utiles pour des technologies éprouvées déployées à grande échelle, plutôt que pour des innovations aux premiers stades.

4. Exiger plusieurs soumissionnaires durant chaque enchère pour favoriser une saine concurrence.

Par sa conception axée sur les enchères, les CfD du Royaume-Uni ont réussi à faire baisser davantage les coûts que d’autres formes de subvention. Les acteurs privés sont encouragés à trouver des moyens plus économiques de produire de l’énergie propre pour remporter les contrats, ce qui entraîne une réduction des coûts. Toutefois, pour être efficaces, les enchères doivent impliquer de nombreux acteurs privés, qui ne doivent pas agir de connivence sur les mises. Il faut une série de projets solides et une bonne escouade de promoteurs pour que ce modèle réussisse.

5. Envisager des chaînes d’approvisionnement made in Canada et l’optimisation de la main-d’œuvre d’ici pour favoriser la capacité concurrentielle.

La transition vers la sobriété en carbone présente une occasion économique considérable, mais la concurrence mondiale s’annonce féroce. De nombreux pays empruntent une approche stratégique pour leurs politiques d’aide au secteur industriel. Le Royaume-Uni a récemment établi comme critère d’admissibilité aux CfD que les turbines soient faites de matériaux locaux, un aspect que le Canada pourrait envisager dans ses exigences de chaîne d’approvisionnement. D’autres modalités du genre pourraient être considérées, comme la consolidation d’une main-d’œuvre intérieure au moyen de stratégies de recrutement liées à la structure de soutien de la politique.

Conclusions

La politique de CfD du Royaume-Uni est un modèle de réussite, qui a su générer une plus grande puissance d’énergie renouvelable, inciter l’investissement privé et entraîner une réduction des coûts des technologies immédiatement profitables. La reproductibilité de ce succès dans le contexte canadien dépend toutefois de plusieurs facteurs. De manière importante, le modèle britannique convient le mieux à des technologies éprouvées dont le marché jouit d’une robuste concurrence qui assure des enchères fructueuses. La garantie de prix doit ensuite être donnée sur une longue période (ex., 15 ans) et administrée par une instance adéquate et imperméable aux fluctuations politiques.

Introduction

Le projet Longship prendra la forme d’un réseau de projets de captation et de stockage de CO₂. L’un des pionniers européens pour la décarbonisation à échelle industrielle, il vise ainsi à faciliter la réduction des émissions des industries lourdes, secteur où le remplacement de combustible et l’électrification sont impossibles. Ce mégaprojet reçoit un grand soutien technique, opérationnel et financier du secteur public norvégien; le gouvernement couvrira environ les deux tiers des coûts totaux de la première phase, qui dépasseront les 3,5 milliards de dollars canadiens.

Le réseau Longship combinera initialement dans une installation de stockage sous la mer du Nord deux sous-projets de captation de carbone dans une cimenterie et une usine de valorisation énergétique des déchets. Forts d’une expérience considérable en stockage de CO₂ dans des réservoirs de gaz vides, l’entreprise pétrogazière publique de la Norvège, Equinor, et les deux géants pétroliers Shell et Total apporteront une contribution précieuse au volet Northern Lights du projet – l’infrastructure de transport et de stockage –, dont la construction a commencé en 2021. La première phase devrait se terminer d’ici la mi-2024, avec une capacité de stockage initiale de 1,5 Mt par an sur 25 ans. La phase deux devrait faire passer cette capacité à 5 à 7 Mt par an d’ici 2026.

Le premier de ces deux sous-projets vise la captation du carbone dans une cimenterie de Brevik appartenant à Norcem-Heidelberg, une filiale de l’entreprise allemande HeidelbergCement. Il vise à utiliser la chaleur excédentaire pour capter 400 000 t de CO₂ par an, soit le tiers des émissions liées à la production annuelle de 1,2 Mt de ciment. Le deuxième opère dans la capitale, à Oslo, dans une usine de valorisation énergétique des déchets appelée Hafslund Oslo Celsio (anciennement Fortum Oslo Varme). Ses objectifs sont semblables : capter 400 000 t de CO₂ chaque année à même le processus d’incinération des déchets. Il a fait l’objet d’une demande de financement supplémentaire au Fonds pour l’innovation de l’Union européenne, qui a été rejetée. Le gouvernement norvégien a dû intervenir pour pallier l’insuffisance de l’investissement.

Le CO₂ des deux usines sera transporté par bateau jusqu’au terminal de réception de Northern Lights, dans la municipalité d’Øygarden. Il sera ensuite acheminé par pipelines jusqu’au puits d’injection, où il sera stocké sous le plancher océanique. L’idée est d’éventuellement commercialiser cette portion du projet (l’infrastructure de transport et de stockage) en offrant des services de transport et de stockage payants aux sociétés émettrices.

Figure 1: Le projet Longship comprend une chaîne complète de sous-projets de captation du carbone, qui relient le carbone capté aux installations de stockage

Le projet Longship est un exemple de mesure concrète ciblée pour réduire les émissions à grande échelle. La conception, la construction, la mise en œuvre et le marketing sont une œuvre collaborative du gouvernement et de ses partenaires du secteur privé. Par ailleurs, bien que l’État subventionne la part du lion de la première phase, il maintient que la phase deux et toute expansion ultérieure devront être financées au privé. Le consortium des partenaires présente déjà Northern Lights comme une initiative commercialement viable ayant l’ambition d’offrir des services de stockage de carbone pour les sites industriels de partout en Europe.

Description de la politique

La Norvège mise depuis longtemps sur l’étatisation dans les secteurs stratégiques, un modèle économique qui l’a propulsée au palmarès des 10 pays les plus riches du monde. Elle est aussi connue pour ses bonnes politiques de redistribution de la richesse – y compris entre les générations –, ce qu’elle doit à son fonds souverain qui administre les revenus pétroliers de l’État. Pour concilier cette dépendance aux abondantes ressources en combustibles fossiles et ses grandes ambitions climatiques (réduction des émissions d’au moins 50 % sous le niveau de 1990 d’ici 2030), le pays montre depuis une vingtaine d’années un intérêt marqué pour la captation et le stockage du CO₂. La Norvège se lance aujourd’hui, armée de son expertise, de son accès à la mer du Nord et de la conviction que le marché de la captation et du stockage prendra de l’ampleur à mesure que s’accéléreront la tarification du carbone et les autres politiques climatiques régionales.

Le gouvernement a présenté le projet en septembre 2020, dans un livre blanc où il s’engageait à fournir 16,8 milliards de couronnes norvégiennes (2,32 milliards de dollars canadiens) sur les 25,1 milliards (3,47 milliards) du budget projeté. Le Parlement a approuvé la proposition à la fin de l’année, prévoyant une répartition du financement de 2021 à 2034 pour couvrir les coûts d’immobilisation et d’exploitation. Le gouvernement norvégien n’avait jamais investi autant d’argent dans un même projet climatique, et son appui n’est pas que financier : il travaille aussi à lever divers obstacles potentiels, comme des défis réglementaires.

Fondée en 2005 pour avancer la recherche et le développement en captation et en stockage du CO₂, l’entreprise publique Gassnova agit aujourd’hui comme conseillère technique du gouvernement pour le projet Longship. Elle se charge de l’étude de préfaisabilité, des activités de planification générale et de la gestion des contrats avec les partenaires du secteur. Elle s’occupe aussi de la communication des résultats et fait des retours sur les leçons apprises des processus réglementaire et développemental pour faciliter les démonstrations. Plusieurs autres organismes publics norvégiens jouent un rôle actif dans le projet, dont des agences et des directions étatiques qui assument des fonctions réglementaires, et des municipalités et des gouverneurs de comtés. Le gouvernement est aussi l’intégrateur du projet, responsable de coordonner les différents partenaires publics et privés.

Même si, à la première phase, l’infrastructure de Northern Lights ne sera reliée qu’à deux installations norvégiennes de captation de carbone, on prévoit une expansion du réseau dans les années suivantes. La deuxième phase consistera en la commercialisation de l’infrastructure; les entreprises émettrices de partout en Europe pourront débourser des frais de service pour le transport et le stockage de leur CO₂. Les sites industriels qui choisiront de capter ce gaz pourront l’acheminer sous forme liquéfiée, par pipeline ou autre, jusqu’à des bateaux à destination du plateau continental norvégien, où il sera ensuite injecté dans l’un des sites de stockage permanent situés à 2 600 m sous le plancher océanique. Northern Lights a recensé plus de 90 sites de captation potentiels, et des usines industrielles de secteurs divers (acier, biomasse, hydrogène) dans huit pays ont déjà signifié leur intérêt.

La Norvège voit le projet comme une façon de dynamiser le marché européen de la captation et du stockage du CO₂. Bien que le gouvernement ne financera pas la commercialisation du projet, il continuera d’assurer les relations bilatérales; une entente intergouvernementale préalable sera donc nécessaire à la négociation d’une entente de stockage avec Northern Lights. Le ministère du Pétrole et de l’Énergie est d’ailleurs déjà en pourparlers avec plusieurs gouvernements et a signé des protocoles d’entente avec la Belgique et les Pays-Bas, permettant à la première entente commerciale transfrontalière de voir le jour. Conclue en septembre 2022, cette dernière prévoit le transport et le stockage d’un maximum de 800 000 t de CO₂ par an d’ici 2025 de Yara Sluiskil, un fabricant néerlandais d’ammoniaque et d’engrais, assuré par Northern Lights.

Parallèlement à la conception et la subvention d’une grande partie du projet, le gouvernement norvégien œuvre à stimuler la demande de captation du carbone à long terme. À cette fin, il a prévu une tarification du carbone croissante pour les produits d’énergie fossile (pétrole, diesel, gaz naturel). Fixée à 590 couronnes norvégiennes (81 dollars canadiens) par tonne en 2021, celle-ci atteindra 2 000 couronnes (275 dollars) par tonne en 2030. Cette tarification s’applique à la fois dans les secteurs couverts par le Système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne et dans les autres, les entreprises des premiers devant couvrir la différence avec les seuils nationaux.

Si cette tarification du carbone incitera les secteurs du pays à capter leurs émissions, on ne peut en dire autant de la tarification appliquée ailleurs dans l’Union européenne. La capacité ciblée pour Northern Lights – 5 à 7 Mt par an d’ici 2026 – n’équivaut qu’à une fraction de la capacité totale nécessaire pour décarboniser l’Europe : selon une étude du University College London Energy Institute, il faudrait stocker 230 à 430 Mt de CO₂ par année d’ici 2030 et 930 à 1 200 Mt d’ici 2050 pour éviter que le réchauffement dépasse la barre du 1,5 °C. C’est ce qui explique la popularité croissante des politiques subventionnaires auprès de la Commission européenne, qui a approuvé un appui étatique supplémentaire pour les activités de captation du carbone et finance ses propres projets de captation et de stockage par l’intermédiaire du Fonds pour l’innovation.

Avantages et limites de la politique

Premier projet de captation et de stockage du CO₂ à grande échelle dans la région, Longship se trouve à remplir un rôle de démonstration; il prouvera le fonctionnement, l’efficacité et le potentiel de modulation de cette technologie comme solution climatique pour en légitimer le financement gouvernemental. Ce genre d’investissement public dans les technologies propres favorise les innovations profitables pour l’État, notamment par le développement des connaissances et compétences connexes (la « diffusion des connaissances »). L’avantage d’être le premier acteur européen à offrir l’importation transfrontalière de carbone à des fins de stockage a aussi permis au projet d’établir des partenariats en amont et de se forger une bonne réputation sur le marché. Les leçons tirées pourraient également réduire les coûts ou éliminer d’autres barrières pour les prochains promoteurs.

Bon nombre des réussites soulignées jusqu’ici se rapportent aux obstacles financiers et non financiers surmontés pour lancer le projet Longship. Outre les lourds coûts d’immobilisation initiaux, le gouvernement a éliminé des freins au développement de la captation du carbone au privé, notamment en réduisant les formalités administratives régionales. Ainsi, il a ouvert la voie à de nouveaux modèles de partenariats public-privé et à un processus réglementaire plus efficace.

Avantages

1. Le projet est un investissement stratégique ciblé aux résultats mesurables.

Contrairement aux politiques publiques très larges, comme les mesures d’allégement fiscal et les remises sur les coûts d’énergie, Longship offre un investissement public ciblé avec un potentiel de profit et des résultats mesurables, notamment la promotion de la captation pour décarboniser la région et l’exploitation de l’intérêt régional pour le stockage du CO₂. En tant que projet public, il a aussi pu surmonter des enjeux du marché qui l’auraient fait avorter au privé, comme des coûts d’immobilisation initiaux importants, une tarification du carbone insuffisante et des risques technologiques. Longship se concentre sur un type et un volume donnés pour l’atténuation des changements climatiques (1,5 Mt de CO₂ capté chaque année) et favorise l’innovation en matière de technologies propres. De plus, le choix des technologies à financer est fondé sur la science; la captation du carbone fait partie des mesures de tous les scénarios mondialement reconnus pour garder le réchauffement climatique sous la barre des 1,5 à 2 °C.

2. Le gouvernement contribue au financement, à la conception et à la gestion du projet sur toute la chaîne de captation et de stockage du CO₂.

Étant donné que la captation du carbone est inutile sans option de stockage fiable, le projet a été conçu pour développer simultanément l’ensemble de la chaîne de captation et de stockage. Chaque volet de l’initiative est considéré comme un sous-projet distinct, et le gouvernement établit des ententes indépendantes avec les différents acteurs, ce qui protège ses partenaires privés des risques d’interférence entre les sous-projets. Bien que ces risques demeurent pour l’État, cette façon de procéder protège les partenaires des maillons faibles ailleurs dans la chaîne. Par exemple, si l’un des projets de captation devait échouer, Northern Lights pourrait trouver d’autres fournisseurs de CO₂, et si c’était Northern Lights qui échouait, les projets de captation pourraient probablement trouver une autre solution de stockage sans perte catastrophique.

3. Le projet s’attaque à une barrière précise au développement de la captation et du stockage de CO₂ comme solution climatique : la disponibilité des infrastructures.

Parmi les obstacles aux projets de captation du carbone en Europe, on note une incertitude quant aux coûts de transport et aux options de stockage à long terme. Le projet Longship vise à mettre fin à ce cycle où, comme l’œuf et la poule, les sociétés émettrices attendent une solution de stockage pour investir dans la captation, et les entreprises attendent des projets de captation pour investir dans un site de stockage. Il assurera aux sociétés émettrices une option de transport et de stockage fiable pour les motiver à se lancer dans la captation du carbone. Plusieurs acteurs de l’Europe du Nord ont déjà témoigné un intérêt marqué.

4. Le projet reconnaît le caractère mondial de la lutte contre les changements climatiques, proposant une solution aux pays avoisinants et tirant parti d’un marché émergent.

En 2021, il y avait plus de 50 projets de captation du carbone annoncés en Europe, totalisant un potentiel d’atténuation annuelle de 80 Mt de CO₂. Bon nombre de ces projets envisagent de recourir aux services de stockage de Northern Lights, notamment parce que le site sera prêt plusieurs années avant les autres en construction sur le continent, dont celui du projet Porthos au port de Rotterdam. Ainsi, si toutes les ententes se concrétisent, la capacité de stockage initiale de Northern Lights sera déjà dépassée. Longship ouvre aussi la porte à l’hydrogène bleu, produit par combustion de gaz naturel avec captation du carbone. Par exemple, Equinor produit déjà de l’hydrogène bleu à Hull, en Angleterre, dans le cadre du projet de captation et de stockage Zero Carbon Humber. Northern Lights sera une option de stockage viable pour de telles initiatives. Néanmoins, la concurrence augmente dans la région; le Royaume-Uni investit actuellement 1 milliard de livres (1,66 milliard de dollars canadiens) dans un fonds d’infrastructure de captation qui sera utilisé pour deux projets de regroupement et d’établissement de pôles dès 2025.

5. Le projet aide à éliminer les obstacles réglementaires.

Le caractère incomplet des cadres réglementaires ressort comme obstacle aux projets de captation du carbone partout dans le monde. La coopération étroite du gouvernement fédéral a permis à Longship de traverser le processus réglementaire en priorité, et l’agilité dont l’État a fait preuve en adaptant le système pour favoriser la réussite du projet est rassurante pour la prochaine vague de projets de captation. Les retours de Gassnova sur les leçons apprises du processus réglementaire ont aussi aidé à démystifier les étapes et à faire la lumière sur les écueils potentiels du contexte norvégien. L’une des principales leçons à retenir est l’importance de collaborer avec les autorités locales tôt dans le processus, compte tenu de la complexité et de l’ampleur des projets de captation et de stockage du CO₂. L’expérience a aussi mis de l’avant et dénoué certaines impasses en lien avec les permis de zonage, le consentement pour les pipelines et les autorisations de transport des quais aux sites extracôtiers. Axé sur l’amélioration continue, le projet Longship a déjà mené à la création d’un nouveau système de permis pour le stockage du CO₂, et à la précision des exigences redditionnelles en matière de captation pour faciliter la reddition de comptes sur les changements climatiques à l’international.

Limites

1. Le projet utilise des fonds publics limités pour subventionner une technologie qui ne fait pas l’unanimité chez les contribuables.

Longship a été critiqué par certaines parties qui considèrent le financement public du projet comme une forme de subvention des combustibles fossiles, car ils craignent que les infrastructures de transport et de stockage servent d’outils commerciaux au consortium pétrogazier. Les détracteurs soulignent que le secteur a récemment enregistré des profits records et ne devrait donc pas être subventionné par des fonds publics limités. Ils estiment qu’il vaudrait mieux instaurer des règlements ou une tarification du carbone pour inciter les entreprises à capter leurs émissions. Certains remettent aussi en question l’efficacité de la captation dans la course vers la carboneutralité, soutenant que les émissions devraient plutôt être réduites à la source. Enfin, même si le gouvernement continue d’affirmer que la captation du carbone est « absolument nécessaire » à l’atteinte des objectifs climatiques, il admet aussi qu’il n’y a « aucune garantie » que le projet soit une réussite sur ce plan.

2. Les résultats ultimes dépendront des politiques climatiques nationales et internationales.

Puisque la tarification du carbone est actuellement insuffisante pour encourager la captation en Europe, un financement public supplémentaire est nécessaire. Le succès commercial du projet Longship dépendra de la rigueur des règlements et des programmes de subventions dans les autres pays. En effet, pour que le marché décolle, la tarification du carbone et le soutien gouvernemental devront tous deux se poursuivre et s’accélérer. La tendance est toutefois prometteuse, car quatre des sept grands projets financés par le Fonds pour l’innovation de l’Union européenne en 2021 s’intéressent aux services de stockage du CO₂ de Northern Lights, et sept des dix-sept projets bénéficiaires du concours 2022 comprennent un volet de captation du carbone. De plus, le troisième concours disposera d’une enveloppe considérablement majorée, la Commission européenne ayant prévu d’investir 3 milliards d’euros (4,3 milliards de dollars canadiens) dans des projets de technologies propres.

Leçons pour le Canada

Le secteur pétrogazier du Canada est un précurseur de la captation du carbone; plus de 3 Mt de CO₂ sont déjà captées chaque année par le projet Quest de Shell, l’Alberta Carbon Trunk Line et le projet de la centrale Boundary Dam de SaskPower. Le Plan de réduction des émissions du gouvernement canadien vise la captation d’au moins 15 Mt de plus par an d’ici 2030, prévoyant à cet effet un généreux crédit d’impôt à l’investissement dès l’année d’imposition 2022. Quoi qu’il en soit, les leçons à tirer du projet Longship vont bien au-delà de la captation et du stockage du carbone, plusieurs d’entre elles s’appliquant à tout grand projet directement financé par le gouvernement.

1. Choisir les projets les plus rentables pour aller chercher l’appui du public.

Les projets publics les plus rentables font tous appel aux investissements privés. Par exemple, en Norvège, le secteur privé couvrira le tiers des coûts initiaux du projet, puis assumera les coûts d’exploitation et d’expansion après la première phase. La Norvège a aussi jumelé son investissement dans la captation à une promesse d’augmentation rapide de la tarification du carbone. Cette stratégie aidera à faire diminuer le soutien à la captation nécessaire pour la suite des choses, venant ainsi rentabiliser l’investissement initial en stimulant la demande de stockage du CO₂. Le gouvernement voit aussi des avantages économiques à long terme dans le potentiel de création d’emploi du projet Longship et le capital étranger généré par le service de stockage transfrontalier.

2. Lever tous les freins au développement de projets, et non seulement les obstacles financiers.

L’expérience de Longship démontre que les obstacles non financiers sont tout aussi importants que les obstacles financiers. Même si le consortium des grands pétroliers de Northern Lights possédait déjà le capital pour lancer des projets de captation du carbone, il estime essentiel son partenariat avec le gouvernement norvégien, qui facilite la navigation dans le processus réglementaire. Dès lors, si le gouvernement canadien espère favoriser l’adoption de cette technologie, il lui faudra œuvrer à abattre les barrières non financières au développement de projets, notamment en ce qui a trait aux infrastructures comme les réseaux de transport du CO₂.

3. Tirer parti des avantages comparatifs du Canada et du bassin existant de talents, de compétences et d’expérience.

Si l’on dit souvent que Longship est un projet modèle, il n’en demeure pas moins bâti sur plus de 20 ans d’expérience en captation et en stockage du carbone. En effet, c’est depuis 1996 que la Norvège capte du CO₂ pour le stocker sous le plancher océanique continental dans des réservoirs de gaz extracôtiers vides, si bien que son expertise technique et son savoir-faire sectoriel répondaient déjà à plusieurs des conditions de réussite. Le Canada dispose lui aussi d’une bonne base d’expérience et d’expertise en captation du carbone, mais peut en plus se targuer d’avantages majeurs sur d’autres plans, dont une abondance d’hydroélectricité propre, un accès privilégié au marché américain et une profusion de ressources naturelles telles des minéraux critiques. Ces avantages naturels devront être pris en compte dans tout projet à grande échelle financé par l’État.

4. Faciliter la captation pour toutes les industries lourdes du Canada, pas juste le secteur pétrogazier.

La cimenterie et l’usine de valorisation énergétique des déchets intérieures de la première phase du projet n’ont actuellement d’autre option viable que la captation et le stockage pour survivre à la décarbonisation de l’économie. Or, les services de Northern Lights, visant le marché européen, seront offerts à toutes sortes de clients. Ainsi, malgré le fait que le projet s’appuie sur les forces et l’expertise du secteur pétrogazier, il aura des répercussions dans bien d’autres secteurs du pays et de la région. Cependant, puisque le pétrole et le gaz continuent d’être une importante source d’émissions au pays – soit environ le quart des gaz à effet de serre relâchés –, la Norvège travaille à établir une stratégie pour réduire la pollution du secteur. Cette stratégie comprendra la mise hors service de certains champs pétrolifères, des initiatives de captation et de stockage du CO₂ et l’électrification des opérations lorsque possible.

Conclusion

Longship est un exemple de projet climatique recevant un soutien gouvernemental holistique et adapté à grande échelle dans un contexte de collaboration directe avec des partenaires privés. Ce partenariat public-privé est mis à profit dans la conception, la construction, la mise en œuvre et le marketing. La participation du gouvernement est considérée comme un investissement stratégique pour tirer parti des compétences et des avantages acquis sur plus de deux décennies de captation et de stockage du CO₂. Ce projet repose sur le pari que le marché de la captation du carbone prendra de l’expansion avec l’augmentation graduelle de la tarification du carbone au pays et dans la région, et que l’Union européenne offrira de plus en plus de financement à ses États membres pour des projets de captation et de stockage.

L’expérience de la Norvège nous indique que le Canada devra miser sur ses avantages comparatifs dans ses investissements stratégiques dans la lutte contre les changements climatiques et la captation du carbone. Ses subventions devront aussi tenir compte des règlements et politiques de tarification du carbone en vigueur, qui incitent déjà les émetteurs à investir dans les technologies propres; il ne faudrait pas décourager les investissements privés. Au bout du compte, ce sont la portée et l’ampleur des politiques climatiques complémentaires qui orienteront les marchés pour donner le ton à la transition canadienne et mondiale vers l’énergie propre.