Énergie au Québec - Définition

Introduction

Énergie au Québec
La centrale LG-1
Bilan énergétique (2008)
Offre d'énergie primaire (TPES)	1 955,9 PJ (46,7 M tep)
par agent	pétrole : 50,9 % électricité : 37,8 % gaz naturel : 10,1 % charbon : 0,9 %
Énergies renouvelables	37,1 %
Consommation totale (TFC)	1 523,9 PJ (36,4 M tep)
par habitant	196,5 GJ/hab. (4,7 tep/hab.)
par secteur	ménages : 18,3 % industrie : 32,8 % transports : 28 % services : 19,1 % agriculture : 1,8 %
Électricité (2007)
Production	222,31 TWh
par filière	hydro : 94,8 % thermique : 2,6 % nucléaire : 2,1 % éoliennes : 0,3 % biomasse/déchets : 0,2 %
Commerce extérieur (2007)
Importations	électricité : 7,2 TWh pétrole : 158 M barils/an gaz naturel : 5,9 Gm³ charbon : 796,3 kt uranium : 72 t
Exportations	électricité : 19,3 TWh
Sources
Ministère des Ressources naturelles et de la Faune du Québec Statistiques énergétiques Statistique Canada 57-003 Bulletin sur la disponibilité et écoulement d'énergie au Canada
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Le secteur de l'énergie au Québec présente les caractéristiques d'une économie industrialisée, mais certaines particularités lui confèrent une personnalité unique. Doté de milliers de rivières, de riches gisements éoliens et d'immenses forêts boréales, qui couvrent la moitié de son territoire, le Québec produit environ la moitié de toute l'énergie finale consommée par ses habitants en utilisant des sources renouvelables.

La structure industrielle et une partie de la vitalité économique du Québec ont été fortement influencées par la présence de sources d'énergie abondantes, peu chères et renouvelables. La proximité de ces sources d'énergie a eu une influence déterminante sur le développement de régions comme le Saguenay–Lac-Saint-Jean, la Mauricie et la Côte-Nord, non seulement sur le plan du développement économique, mais sur le peuplement même de ces régions du Québec.

Bien qu'il produise une grande quantité d'énergie, le Québec en consomme beaucoup, à l'instar des États-Unis et du reste du Canada; sa consommation énergétique par habitant, estimée à 232,41 gigajoules en 2007, le classe parmi les peuples les plus énergivores du monde. Le Québec se classe au second rang mondial pour la consommation d'électricité par habitant, derrière l'Islande et devant la Norvège, avec une consommation annuelle moyenne de 27 111 kilowatts-heure en 2006.

Électricité

L'électricité est la principale source d'énergie utilisée au Québec et représente 39,9 % de la consommation finale. Hydro-Québec exerce un quasi-monopole sur la production, le transport et la distribution de l'électricité sur l'ensemble du territoire québécois. La presque totalité de l'énergie électrique consommée au Québec provient de centrales hydroélectriques (94,8 %).

La croissance du parc de production d'Hydro-Québec a été particulièrement notable durant les 20 années qui ont suivi la seconde nationalisation de l'électricité, en 1963. Hydro-Québec a presque quadruplé sa capacité de production, passant de 6 800 mégawatts à presque 24 000, grâce à la construction et de la mise en service de deux grands projets de complexes hydroélectriques : les sept premières centrales du projet Manic-Outardes, sur la Côte-Nord, ainsi que les trois centrales de la phase I du projet de la Baie-James. Ces ouvrages ont ajouté une capacité combinée de plus de 10 000 mégawatts.

En 2009, la société d'État québécoise figure parmi les plus grands producteurs d'hydroélectricité au monde avec une puissance hydraulique installée de 34 499 mégawatts, sur une capacité totale de 36 810 mégawatts. Cinq de ses aménagements hydroélectriques dépassent les 2 000 mégawatts — les centrales Manic-5, La Grande-4, La Grande-3, La Grande-2-A et Robert-Bourassa — alors que 7 autres ont une capacité de plus de 1 000 mégawatts.

Production

Production hydroélectrique

L'intérieur de la centrale Robert-Bourassa. D'une capacité de 5 616 mégawatts, cette centrale souterraine inaugurée en 1979 est la plus puissante du genre au monde.

Hydro-Québec possède en tout 60 centrales hydroélectriques, aménagées sur 13 des 430 bassins versants du Québec, dont le fleuve Saint-Laurent et les rivières des Outaouais, Gatineau, Saint-Maurice, aux Outardes, Manicouagan et La Grande. Les huit centrales installées dans ce dernier bassin versant fournissent plus de 43 % de toute l'électricité produite au Québec.

Une dizaine de grands ouvrages ont été construits entre 1959 et 1984, une période caractérisée par la construction de complexes hydroélectriques majeurs de Manic-Outardes et de la Baie-James. Ces deux complexes ont ajouté 17 000 mégawatts à la capacité installée québécoise.

La construction de grands projets hydroélectriques a repris depuis le début des années 2000, avec des projets à la baie James, au Saguenay–Lac-Saint-Jean, en Mauricie, en Outaouais et sur la Côte-Nord. La construction de quatre nouvelles centrales sur la rivière Romaine, au nord-est de Havre-Saint-Pierre a débuté le 13 mai 2009. Les ouvrages de ce complexe sont conçus pour livrer 1 550 mégawatts supplémentaires au réseau québécois. Elles devraient être mises en service entre 2014 et 2020.

Barrage de la compagnie AbitibiBowater à Chicoutimi (quartier du Bassin).

Lors de la nationalisation de 1963, le gouvernement a volontairement épargné une vingtaine d'entreprises manufacturières qui produisaient de l'électricité pour leurs propres besoins. Cette décision fait en sorte que Rio Tinto Alcan constitue le deuxième producteur d'hydroélectricité au Québec, avec une puissance installée de 2 042 mégawatts en 2008. D'autres grandes entreprises industrielles possèdent des centrales qui alimentent leurs installations, dont AbitibiBowater et Alcoa.

Certains acteurs secondaires du secteur énergétique, comme Énergie Brookfield, Innergex, Boralex et Algonquin Power Fund, se sont plutôt spécialisés dans la construction et l'exploitation de petites centrales hydroélectriques et la réfection de centrales désaffectées. Enfin, certains exploitants de réseaux municipaux d'électricité — en particulier les villes de Sherbrooke, Saguenay, Magog et Coaticook — exploitent de petites centrales au fil de l'eau situées sur leur territoire.

Énergie nucléaire

Centrale nucléaire

Grappes de combustibles utilisés dans une centrale nucléaire CANDU. Hydro-Québec opère en 2010 une centrale de ce type à Gentilly, près de Bécancour.

Près de 40 ans après un intense débat sur la pertinence d'adopter la technologie nucléaire, cette forme d'énergie demeure relativement marginale dans le bilan énergétique québécois. En 2009, l'électricité produite par la fission nucléaire ne constituait que 2,35 % de tous les approvisionnements d'Hydro-Québec.

Le Québec dispose de deux centrales nucléaires, les centrales Gentilly-1 et Gentilly-2, construites entre 1966 et 1983 sur les bords du fleuve Saint-Laurent, à Bécancour, en face de Trois-Rivières. La première, un réacteur CANDU-BLW construit par Énergie atomique du Canada Limitée (EACL) et d'une puissance nette de 266 mégawatts, a été mise en service en novembre 1970. La centrale n'a produit de l'électricité que pendant deux brèves périodes, totalisant 183 jours, en 1972. Elle a été mise en état de conservation par EACL en 1980, qui en demeure propriétaire.

La seconde, une centrale de type CANDU-PHW de 675 mégawatts (635 MW net), a été mise en service commercial par Hydro-Québec en 1983, après une période de construction échelonnée sur 10 ans. Après plusieurs années d'études, le gouvernement du Québec a annoncé, le 19 août 2008, la réfection de la centrale de Gentilly-2. L'opération de réfection nécessitera la fermeture de la centrale entre le printemps de 2011 et l'automne de 2012. Le projet, d'un coût total estimé à 1,9 milliard de dollars canadiens, prolongera la vie utile de la centrale jusqu'en 2035. Hydro-Québec mise sur l'expérience acquise pendant la réfection de la Centrale nucléaire de la Pointe Lepreau, une centrale presque identique située au Nouveau-Brunswick et gérée par Énergie NB, pour optimiser son programme de réfection. En août 2010, Hydro-Québec a confirmé que les retards des travaux en cours au Nouveau-Brunswick l'avaient incitée à suspendre certains contrats de réfection de la seule centrale nucléaire québécoise.

La centrale de Gentilly-2 utilise annuellement de 4 500 à 5 000 grappes de combustible nucléaire renfermant chacune 19 kg d'uranium naturel sous forme de dioxyde d'uranium (UO). L'ensemble de l'uranium utilisé provient de la Saskatchewan.

Uranium

Le sous-sol québécois recèle quelques gîtes d'uranium ; sept types de gîtes sont reconnus dans la documentation. Les campagnes d'exploration entreprises dans les années 1980 n'ont toutefois pas trouvé de gisement rentable. Cependant, plusieurs compagnies minières s'intéressent à nouveau au potentiel des gisements découverts et ont établi de nouveaux programmes d'exploration depuis l'automne 2004. La pression sur la demande mondiale a fait bondir les budgets consacrés à la prospection de nouvelles sources d'uranium. Les dépenses d'exploration au Québec à ce chapitre ont bondi au cours des dernières années, passant de 1,3 million de dollars en 2004 à 70,9 millions de dollars en 2007.

Des travaux d'exploration menés par la société canadienne Terra Ventures au lac Kachiwiss, dans la région de Sept-Îles, ont soulevé une controverse sur la Côte-Nord au cours de l'automne 2009, entraînant la menace de démission de 24 médecins à l'hôpital local et une manifestation de citoyens. Un autre projet, mené par l'entreprise Ressources Strateco, se déroule depuis 2006 aux monts Otish, à 250 km au nord de Chibougamau.

Production thermique

La centrale de Tracy.

Centrales classiques et diesel

La production d'électricité par combustion fossile reste marginale au Québec. La centrale de Tracy, une centrale au mazout mise en service entre 1964 et 1968 et héritée de la Shawinigan Water and Power Company, est la seule grande centrale du type dans le parc d'Hydro-Québec. La société d'État utilise très peu la centrale de Tracy, d'une capacité de 660 mégawatts, ainsi que les trois turbines à gaz qu'elle possède à Bécancour, La Citière et Cadillac, près de Rouyn-Noranda.

Hydro-Québec Distribution exploite également une série de 23 génératrices au diesel qui alimentent en électricité les régions qui ne sont pas reliées au réseau principal de transport d'électricité d'Hydro-Québec TransÉnergie. La plus importante de ces centrales est située aux Îles de la Madeleine. Les autres sont réparties dans des villages au Nunavik, sur la Basse-Côte-Nord et en Haute-Mauricie.

Centrale au gaz

À l'exception des centrales alimentant les réseaux autonomes, une seule centrale thermique d'importance a fourni de l'électricité sur une base régulière au cours de la deuxième moitié des années 2000. Il s'agit d'une centrale à cycle combiné au gaz naturel construite et exploitée par TransCanada Energy, située à Bécancour. Ouverte en 2006, la centrale a fonctionné pendant plus d'un an. Cependant, la Régie de l'énergie du Québec a autorisé une entente proposée par Hydro-Québec, pour fermer la centrale pendant les années 2008 et 2009, en raison d'une augmentation de la demande moins forte que prévu et de l'hydraulicité favorable enregistrée depuis quelques années.

Un autre projet de centrale thermique a suscité beaucoup de controverse. Annoncé en 2001, le projet du Suroît, une centrale thermique à cycle combiné qu'Hydro-Québec voulait construire à Beauharnois, à proximité de la centrale hydroélectrique existante, a soulevé un tollé dans la population. Le débat sur la ratification par le Canada du protocole de Kyoto au début des années 2000 ainsi qu'un niveau d'émissions estimé de 2,25 millions de tonnes de dioxyde de carbone par année — soit 3 % du total québécois — ont rendu le projet impopulaire dans l'opinion publique.

Le gouvernement de Jean Charest abandonne le Suroît en novembre 2004, en raison de l'opposition des Québécois — 67 % des personnes interrogées dans un sondage mené en janvier 2004 disaient y être opposées.

Production éolienne

Trois parcs éoliens ont été construits dans la région de Matane.

Malgré une importante percée au cours des dernières années, l'énergie éolienne tarde à s'imposer comme une composante importante du bilan énergétique québécois. En 2009, le secteur éolien ne constituait que 0,55 % de tous les approvisionnements électriques vendus par Hydro-Québec. Cette place modeste de l'énergie éolienne dans les statistiques cache toutefois un développement de cette industrie, stimulée par deux appels d'offres d'Hydro-Québec Distribution, en 2003 et 2005, afin d'acheter respectivement 1 000 et 2 000 mégawatts d'énergie produite par le vent.

Les grands appels d'offres d'Hydro-Québec pour deux blocs d'énergie éolienne ont permis de développer une petite industrie québécoise de fabrication de composantes d'éoliennes qui vend aux futurs exploitants des parc éoliens québécois et qui exporte une partie de sa production au Canada et à l'étranger. Les entreprises Marmen, Composite VCI et LM Glassfiber emploient quelques centaines de personnes dans leurs usines en Gaspésie. Les premières livraisons en vertu des appels d'offre d'Hydro-Québec ont eu lieu en 2006, et s'échelonnent jusqu'en décembre 2015.

Le développement éolien a soulevé plusieurs polémiques sur le modèle de développement choisi par le gouvernement, qui a exclu Hydro-Québec ou une autre société d'État du processus d'appel d'offres, sur les redevances versées par les producteurs aux propriétaires de terrain et aux municipalités-hôtesses ou encore sur la réaction des résidents, notamment en Gaspésie, qui ont vu pousser des grands parcs de 50 à 100 hélices dans leur milieu de vie.

Transport de l'électricité

Réseau de transport

Le poste Saint-Sulpice d'Hydro-Québec TransÉnergie, situé à L'Assomption.

Au chapitre du transport de l'électricité, la division TransÉnergie d'Hydro-Québec exploite le plus vaste réseau de transport de l'électricité en Amérique du Nord. Le réseau a la particularité d'être organisé autour de grands axes à très haute tension (735 kV ou ±450 kV c.c.) qui relient les centres de production éloignés — de la Côte-Nord, du Nord-du-Québec ou du Labrador —, aux grands centres de consommation de Québec et Montréal.

Ce schéma de distribution particulier fait en sorte que le Québec gère un réseau électrique distinct, relié au réseau de l'est du continent par une série de 19 interconnexions, dont plusieurs interconnexions dos à dos à courant continu. L'interconnexion du Québec est reconnue par l'organisme responsable de la fiabilité du réseau électrique nord-américain, le North American Electric Reliability Corporation (NERC) et le conseil de coordination des réseaux du nord-est du continent, le Northeast Power Coordinating Council. Ces deux organismes accordent au Québec le statut de réseau à part entière, à l'instar du réseau ERCOT, au Texas, du réseau autonome de l'Alaska et des grandes interconnexions de l'est et de l'ouest du continent.

En 2007, suite à l'Energy Policy Act of 2005, une politique du gouvernement fédéral des États-Unis qui impose des normes de fiabilité obligatoires aux réseaux de transport de l'électricité aux États-Unis, la Régie de l'énergie du Québec a mandaté l'unité de Contrôle des mouvements d'énergie (CME) de TransÉnergie en tant que coordonnateur de fiabilité du réseau électrique québécois. En vertu de cette désignation, le CME est responsable de faire appliquer les règles nord-américaines au Québec en plus des règles supplémentaires qu'elle peut instituer afin de tenir compte du contexte particulier du Québec.

Pylônes près de la rivière Saguenay, dans les environs de la côte Réserve de Chicoutimi.

Au 31 décembre 2009, le réseau de TransÉnergie était long de 33 244 km et comportait 515 postes, répartis comme suit :

• 765 et 735 kV: 11 422 km, 38 postes;
• 450 kV: c.c.: 1 218 km, 2 postes;
• 315 kV: 5 127 km, 63 postes;
• 230 kV: 3 120 km, 52 postes;
• 161 kV: 2 013 km, 41 postes;
• 120 kV: 6 738 km, 216 postes;
• 69 kV et moins: 3 606 km, 103 postes.

Exportations et importations d'électricité

Le nouveau poste Outaouais d'Hydro-Québec TransÉnergie, à L'Ange-Gardien. Cette interconnexion permet de synchroniser l'électricité produite au Québec au réseau d'Hydro One en Ontario. Le poste HVDC dos à dos permettra d'exporter jusqu'à 1250 MW d'électricité à compter de 2010.

Reconnu pour ses exportations d'électricité, le Québec est paradoxalement un importateur net d'énergie électrique depuis de nombreuses années, puisque la production achetée de la centrale de Churchill Falls par Hydro-Québec, qui en est partiellement propriétaire, est supérieure aux quantités vendues en Ontario, au Nouveau-Brunswick ainsi que dans les États de New York et de la Nouvelle-Angleterre.

Les premières exportations électriques du Québec datent de la mise en service de la centrale des Cèdres en 1915. Ce projet conjoint de la Montreal Light, Heat and Power et la Shawinigan Water and Power Company a été rendu possible par un contrat de vente de 60 % de la production à l'aluminerie d'Alcoa à Massena, New York et la construction d'une ligne de transport de 72 km en territoire canadien et 9,5 km en territoire américain.

En 1926, l'Assemblée législative adopte la Loi sur l'exportation du pouvoir électrique, dite Loi Taschereau, qui interdisait l'exportation de l'électricité ou la construction d'infrastructures destinées à la vendre à l'extérieur du Canada. La Loi Taschereau est remplacée en 1964 par la Loi sur l'exportation de l'électricité qui comme la précédente, prévoyait que tout contrat de concession de force hydraulique appartenant au Québec devait prévoir une clause qui interdisait les exportations d'électricité. La loi de 1964 réserve toutefois le droit au gouvernement de permettre certaines exceptions, une disposition semblable à ce qu'avait adopté le gouvernement fédéral en mettant sur pied l'Office national de l'énergie.

Le développement d'un commerce international de l'électricité entre le Québec et les États-Unis ne démarrera vraiment qu'après la suite du choc pétrolier de 1973. Avec le développement du Projet de la Baie-James et l'intention déclarée du premier ministre Bourassa d'en financer la construction grâce aux exportations, des nouvelles infrastructures de transport se révélaient être une nécessité. La première ligne destinée à l'exportation, une ligne à 765 kV entre Châteauguay et Marcy, près d'Utica, permet à Hydro-Québec de transiger directement avec son voisin du sud, en synchronisant une partie de la centrale de Beauharnois au réseau de la Power Authority of the State of New York (NYPA).

La mise en service des premières centrales de la Baie James survient au moment où la croissance de la demande s'infléchit en raison de la récession du début des années 1980. Le Québec choisit de diversifier ses marchés en construisant une nouvelle ligne à courant continu de 450 kV, d'une capacité de 2 000 MW entre la Baie James et le Massachusetts. Le réseau multiterminal à courant continu sera mis en service en 1992 après de deux ans et demi de retard, provoqués par l'opposition d'un groupe de citoyens.

La restructuration du marché de l'électricité nord-américain et l'ouverture de marchés de l'électricité dans l'État de New York, en Nouvelle-Angleterre ouvrent de nouvelles perspectives aux exportations québécoises.