fr.wedoany.com Rapport : Le gouvernement fédéral canadien a récemment dévoilé cinq projets concrets de lignes électriques interprovinciales, faisant passer la stratégie d’expansion du réseau électrique national, longtemps restée au stade des discussions, à une phase vérifiable. Ces cinq lignes proposées relieraient respectivement la Colombie-Britannique au Yukon, l’Alberta à la Colombie-Britannique, l’Alberta à la Saskatchewan, la Saskatchewan au Manitoba, et l’Île-du-Prince-Édouard au Nouveau-Brunswick.
Comparée aux stratégies nationales passées qui restaient au stade de la vision, cette initiative rend la planification du réseau électrique plus concrète. Cependant, ces seules lignes ne suffisent pas à constituer un système de réseau électrique national complet. L’évaluation de ces interconnexions ne repose pas sur le nombre de projets, mais sur la capacité de transport de chaque ouvrage, la fréquence prévue des flux d’électricité, les modes de production remplacés, les contraintes de fiabilité résolues, la structure d’investissement et de propriété, le mode de participation des gouvernements autochtones, et la date prévue de mise en service des actifs. Tant que ces réponses claires ne seront pas obtenues, les interconnexions resteront des intentions politiques, et non des actifs électriques en exploitation.
Pendant longtemps, le Canada a considéré les infrastructures fossiles comme une affaire économique nationale, tandis que les projets électriques restaient largement confinés aux frontières provinciales. Les pipelines, les corridors ferroviaires, les terminaux d’exportation et les ports étaient perçus comme des actifs de construction nationale, tandis que le transport d’électricité était considéré comme une question de service public. Avec l’avancée de l’électrification, l’électricité devient une plateforme clé pour le développement industriel, l’exploitation minière, les centres de données, les transports, le chauffage des bâtiments et l’accessibilité des ménages, et le transport d’énergie sur de longues distances passe du déplacement de molécules à celui d’électrons.
Dans ce contexte, le transport d’électricité en courant continu à haute tension (CCHT) est perçu comme une extension de la nouvelle logique des pipelines. Le choix technologique dépend de la distance, de la capacité, de la synchronisation du réseau, du terrain et des caractéristiques des systèmes connectés, mais la reconnaissance fondamentale est que les lignes de transport deviennent des infrastructures énergétiques stratégiques. Le premier chemin de fer transcontinental du Canada a eu un clou en or comme symbole de son achèvement, tandis que le réseau électrique national nécessite une série d’ouvrages – interconnexions, corridors renforcés, postes électriques, stations de conversion, technologies d’amélioration du réseau, stockage et accords de marché – pour que les systèmes provinciaux ne fonctionnent plus comme des îlots.
La valeur stratégique des cinq lignes proposées n’est pas uniforme. Parmi elles, la ligne Saskatchewan-Manitoba pourrait être la plus importante. Le Manitoba dispose de ressources hydroélectriques flexibles, tandis que le réseau de la Saskatchewan repose principalement sur les combustibles fossiles, avec un fort potentiel éolien et solaire. Renforcer la connexion entre les deux provinces permettrait à l’hydroélectricité d’équilibrer la production variable d’énergies renouvelables, de transporter l’excédent d’électricité propre lorsque les prix sont élevés, et de réduire les réserves de capacité maintenues séparément par chaque province.
Les interconnexions de l’Alberta répondent à des problèmes différents. La charge de cette province continue d’augmenter, les ressources renouvelables sont abondantes, le marché de l’électricité est très concurrentiel, mais le réseau reste fortement dépendant du gaz naturel. Renforcer les connexions avec la Colombie-Britannique et la Saskatchewan pourrait élargir les options d’importation et d’exportation d’électricité propre, améliorer l’équilibre du système et réduire le risque d’isolement en période de tension. Cependant, la capacité de ces nouvelles capacités à remplacer réellement la production fossile dépendra des règles du marché, des investissements dans la production, des tarifs de transport et des accords d’exploitation.
Le projet Colombie-Britannique-Yukon combine des aspects de sécurité énergétique et de développement. Les communautés nordiques, les mines et les projets industriels dépendent encore de la logistique du diesel et d’une capacité de production locale limitée. Si la distance, la charge et les coûts de construction sont raisonnables, l’extension du réseau pourrait réduire la dépendance aux combustibles. Ce projet doit encore être comparé de manière exhaustive avec les énergies renouvelables décentralisées, le stockage, la production locale et les mesures d’efficacité énergétique.
La ligne Île-du-Prince-Édouard-Nouveau-Brunswick concerne la fiabilité de l’approvisionnement électrique des provinces maritimes, la vulnérabilité des câbles sous-marins et la question centrale de savoir si les énergies renouvelables de l’Atlantique peuvent devenir des actifs opérationnels du réseau. L’épreuve réelle réside dans la synchronisation de la capacité de transport, des accords d’exploitation et du développement de la production.
Aucun des cinq projets ne concerne les corridors est-ouest les plus importants du Canada, comme les connexions solides entre l’Ontario et le Québec, ou entre le Manitoba et l’Ontario. Un plan électrique national complet devrait placer ces corridors au cœur de la stratégie, tout en étudiant la complémentarité entre l’éolien atlantique et la flexibilité hydroélectrique, ainsi que la manière dont les technologies d’amélioration du réseau pourraient remplacer de nouveaux corridors.
Environ 80 % de la production électrique du réseau canadien provient de sources non émettrices, mais cette moyenne masque d’importantes disparités entre les provinces : les provinces riches en hydroélectricité, l’Ontario dominé par le nucléaire, l’Alberta et la Saskatchewan dépendantes des combustibles fossiles, les provinces atlantiques riches en éolien, et les communautés nordiques dépendantes du diesel, chacune confrontée à des contraintes de ressources, des structures de coûts et des environnements politiques différents. Le Canada n’a pas encore formé un système électrique cohérent.
Avec la croissance de la demande d’électricité, ces disparités deviennent de plus en plus importantes. Ottawa a proposé un objectif de doublement de la capacité du réseau d’ici 2050, mais la consommation annuelle d’électricité et la charge de pointe sont des problèmes de planification à différentes dimensions. Les véhicules électriques, les charges industrielles et une partie du chauffage peuvent être déplacés ou gérés ; si l’efficacité énergétique des bâtiments est faible et que la charge n’est pas contrôlée, quelques heures de conditions météorologiques extrêmes pourraient entraîner des dépenses d’infrastructure bien supérieures à la demande annuelle moyenne.
Le transport n’est qu’un élément du système. Les batteries peuvent amortir les connexions limitées, décaler la production solaire et fournir des services de fréquence et de tension ; le réglage dynamique des lignes peut augmenter en toute sécurité la capacité des lignes existantes lorsque les conditions météorologiques le permettent ; le remplacement des conducteurs peut utiliser les pylônes et les tracés existants avec des matériaux de plus grande capacité ; le contrôle des flux peut contourner les goulots d’étranglement et rediriger l’électricité. Ces technologies ne remplacent pas la construction de nouvelles lignes principales, mais elles peuvent modifier l’ordre de construction, en distinguant les contraintes nécessitant des projets de dix ans des problèmes pouvant être résolus plus rapidement sur les corridors existants.
La réalisation des projets de transport implique à la fois des aspects techniques et des facteurs institutionnels. Sur les plans juridique, réglementaire, de la propriété des services publics, de l’exploitation du système et politique, l’électricité reste une compétence provinciale. Ottawa peut promouvoir les projets en réduisant les coûts de financement, en ajustant les crédits d’impôt, en utilisant la Banque de l’infrastructure du Canada (Canada Infrastructure Bank), en soutenant la participation autochtone au capital, en introduisant des mécanismes d’approbation fédéraux, mais il ne peut pas ordonner directement aux services publics et aux régulateurs provinciaux d’opérer comme un système unifié.
Par conséquent, la gouvernance des projets devient une question centrale plutôt qu’administrative. Un mécanisme de répartition des coûts peut bloquer une ligne, même si sa valeur nationale est évidente ; une province peut payer pour un actif dont les bénéfices en matière de fiabilité vont ailleurs ; une province exportatrice peut craindre une hausse des prix locaux de l’électricité ; les services publics peuvent résister à la perte de leur autonomie opérationnelle ; les gouvernements autochtones peuvent n’être considérés que comme des consultants, et non comme des partenaires en capital et des décideurs.
Le Canada doit établir un registre public des projets pour chaque interconnexion prioritaire, précisant la capacité de transport, le flux énergétique annuel prévu, le coût en capital, la répartition des coûts, la production fossile évitée, la contribution à la fiabilité, les étapes d’autorisation, la structure de propriété ou d’intérêt autochtone, la date de mise en service cible, et les contraintes spécifiques résolues par chaque ligne. Ce registre permettrait de distinguer les priorités politiques des progrès réels de livraison et fournirait une base de planification concrète aux fabricants, aux entreprises de construction, aux services publics et aux organismes de formation. Une stratégie électrique de mille milliards de dollars ne peut pas se contenter de promesses pour dimensionner les transformateurs, les câbles, les stations de conversion, les équipes d’ingénierie et les techniciens qualifiés.
Bien qu’incomplètes, les cinq lignes proposées marquent le passage de la construction du réseau électrique national d’un concept abstrait à une séquence concrète. Leur véritable potentiel à devenir une colonne vertébrale dépendra de l’obtention de capacité, de propriétaires, de financement, d’autorisations, de structures de participation autochtone, de calendriers de construction et d’accords d’exploitation – et de la question de savoir si Ottawa poursuivra ensuite le prochain ensemble d’interconnexions nécessaires pour relier les avantages électriques de chaque région du Canada.
