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© Reuter. PHOTO DE DOSSIER : Les activités de construction du site de LNG Canada ont lieu à Kitimat, Canada, en septembre 2022. LNG Canada/Document via REUTERS/File Photo
(Cette histoire du 19 janvier a été corrigée pour corriger l’affiliation de la source à Clean Energy Canada, et non à Clean Energy BC, au paragraphe 17.)
Par Rod Nickel
WINNIPEG, Manitoba (Reuters) – La Colombie-Britannique a renforcé son plan de 36 milliards de dollars canadiens (26,7 milliards de dollars) pour étendre son réseau au cours de la prochaine décennie, mais la province canadienne de la côte du Pacifique ne parviendra toujours pas à fournir aux plus grands projets de GNL liquéfié (GNL) l’hydroélectricité nécessaire pour éviter de générer des émissions élevées.
La longueur des processus réglementaires signifie qu’une expansion cruciale de la ligne de transport dans le Nord ne sera prête que des années après la mise en service des usines de GNL et que les sécheresses freinent déjà la production d’électricité de la Colombie-Britannique (C.-B.).
La Colombie-Britannique a augmenté mardi de 50 % ses projets de dépenses dans le réseau électrique, alors que la demande industrielle en hydroélectricité renouvelable augmente et que la province passe aux véhicules électriques et au chauffage électrique des bâtiments.
« C’est un énorme défi que de répondre à toute la demande potentielle d’électricité, c’est intimidant », a déclaré Barry Penner, ancien ministre de l’Environnement de la Colombie-Britannique et maintenant président d’Energy Futures Initiative, un programme du groupe de défense Resource Works.
La fourniture d’hydroélectricité aux projets de GNL, y compris LNG Canada dirigé par Shell, est essentielle aux objectifs de la province et du Canada de réduire considérablement les émissions d’ici 2030. Les installations d’exportation de GNL exploiteraient la demande offshore lucrative de gaz naturel canadien.
LNG Canada, qui est achevé à 90 %, exploitera son installation de 14 millions de tonnes métriques par an au gaz naturel à fortes émissions, ce qui compliquera les objectifs de carboneutralité du Canada. La société, qui envisage une deuxième phase qui pourrait passer au réseau électrique dès qu’il sera disponible, a déclaré jeudi dans un communiqué qu’elle était encouragée par les efforts du gouvernement pour accélérer l’expansion de l’électricité.
L’élément clé du plan de réseau de la Colombie-Britannique pour LNG Canada est l’expansion de 3 milliards de dollars canadiens d’une ligne de transport au nord-ouest. Sa construction prendrait jusqu’à 10 ans en raison de la nécessité d’un accord avec les Premières Nations et de l’obtention d’un permis, a déclaré Chris O’Riley, PDG de BC Hydro.
« Nous sommes tous déterminés à réaliser ces projets le plus rapidement possible et nous voulons tous qu’ils fonctionnent à l’électricité. C’est notre objectif », a déclaré O’Riley dans une interview.
Le calendrier de BC Hydro signifie que la ligne de transport ne sera pas étendue avant le début des années 2030, après la mise en service de LNG Canada et des propositions concurrentes Ksi Lisims LNG et Cedar LNG.
SOUTIEN AUX PREMIÈRES NATIONS
Un projet de station de condensateurs dans le nord-ouest de la Colombie-Britannique fournira suffisamment d’énergie pour Cedar LNG, un projet de la Nation Haisla et du pipeline Pembina (NYSE :), a déclaré O’Riley. Ksi Lisims prévoit de démarrer dès 2028.
Le soutien des Premières Nations à la ligne de transport d’énergie du nord-ouest pourrait accélérer le calendrier réglementaire. K’uul Power, un consortium de 11 Premières Nations, est en pourparlers pour acheter 50 % du projet à BC Hydro.
« Si vous êtes aux commandes, vous pouvez aller vite car vous pouvez protéger vos intérêts », a déclaré Alex Grzybowski, PDG de K’uul. « Un processus accéléré est entièrement sur la table. »
La Colombie-Britannique a formé un groupe de travail pour accélérer l’obtention des permis pour les projets d’énergie propre.
La Colombie-Britannique, tout comme le Québec, dont le service public d’Hydro-Québec a publié en novembre son propre plan à long terme pour l’expansion du réseau, dépend de l’hydroélectricité pour la majeure partie de son électricité. Cette ressource et les ports côtiers de la Colombie-Britannique en ont fait le centre de l’industrie naissante du GNL au Canada. L’Alberta voisine, en revanche, dépend du gaz naturel à fortes émissions pour produire de l’électricité.
Les sécheresses constituent un autre défi pour la Colombie-Britannique. BC Hydro a importé un cinquième de ses besoins en électricité pour 2023, alors que la sécheresse a réduit la production d’hydroélectricité.
BC Hydro prévoit d’ajouter la production d’énergie éolienne et solaire pour aider à couvrir le risque de sécheresse, a déclaré O’Riley.
Mais la Colombie-Britannique pourrait encore manquer d’énergie pour satisfaire toutes les industries, du GNL à l’exploitation minière de minéraux critiques et aux propositions d’hydrogène, a déclaré Evan Pivnick, directeur de programme chez Clean Energy Canada.
« L’une des questions clés auxquelles la Colombie-Britannique devra faire face est la suivante : quelles industries donne-t-elle la priorité ? » dit Pivnick.
(1 $ = 1,3511 dollars canadiens)