Hydro-Québec n'est pas prête à se brancher sur l’avenir des barrages

La mise en service de la dernière centrale de La Romaine-4 en 2021 marque pour l’instant la fin des grands projets d’Hydro-Québec.
Photo: Jacques Nadeau Le Devoir La mise en service de la dernière centrale de La Romaine-4 en 2021 marque pour l’instant la fin des grands projets d’Hydro-Québec.

Hydro-Québec n’exclut pas la construction d’un nouveau barrage après la mise en service de La Romaine-4 en 2021, mais son p.-d.g. prévient que la société d’État pourrait aller vers un « cocktail de solutions », comprenant l’éolien, le solaire ou l’efficacité énergétique, pour de répondre à la demande future en électricité.

L’hydroélectricité a la particularité « de ne pas être intermittente » comparativement à d’autres sources renouvelables, a dit Éric Martel en marge d’une allocution au Cercle canadien de Montréal, où il a présenté les grandes lignes du développement d’Hydro-Québec pour les quatre prochaines années.

« Elle va jouer un rôle important. Mais il y a plusieurs choses. Ça va coûter combien, faire le prochain barrage ? Ça va coûter combien, faire un parc solaire ? Dépendamment de ce dont on a besoin, de puissance, d’énergie, tout ça va déterminer l’agencement qui va être optimal pour les Québécois. Donc il y aura peut-être un mélange d’hydroélectricité, de solaire, d’éolien, de ce qu’on est en train de tester avec Hilo [nouvelle filiale d’efficacité énergétique], tout dépendant de sa contribution. »

Hydro-Québec a déposé jeudi son Plan stratégique 2020-2024, un document qui énonce les grandes orientations de la société d’État tout en brossant les objectifs financiers des prochaines années. Comme elle l’a fait il y a quatre ans, sa direction espère toujours atteindre un bénéfice net de 5,2 milliards en 2024. L’an dernier, le bénéfice net a atteint 2,8 milliards.

La mise en service de la dernière centrale de La Romaine-4 marque pour l’instant la fin des grands projets d’Hydro-Québec, qui cherche à écouler ses surplus en se tournant vers les États américains. Les prochaines années seront notamment marquées par le début d’un important contrat d’exportation d’électricité vers le Massachusetts en 2022, un projet qui se heurte toutefois à de l’opposition dans le Maine, où des villes s’inquiètent du passage de la ligne et de ses répercussions sur la faune et le paysage.

Plusieurs variables

Le plan stratégique s’étend jusqu’en 2024, mais il n’est pas impossible qu’une décision sur les prochaines sources d’électricité survienne plus tard. Si un grand consommateur énergivore disparaît « et que ça libère une certaine quantité de TWh », a donné comme exemple M. Martel, Hydro aurait alors besoin de prendre une décision « moins rapidement ». « On pourrait avoir une « nouvelle Romaine », a convenu M. Martel. Il a précisé que cela dépendra de « nos besoins et de la manière dont la réglementation va évoluer avec nos voisins ».

Le document énumère une série de critères qui pèseront dans la balance lorsque viendra le temps de trancher : le coût, l’ampleur des besoins de la clientèle, les ressources disponibles après l’échéance du contrat de Churchill Falls en 2041, la capacité des réservoirs, les changements climatiques et l’influence de la domotique sur l’efficacité énergétique.

S’il chiffre toujours l’objectif du côté du bénéfice net, le document d’Hydro-Québec passe toutefois sous silence la ligne des revenus. Selon le plan stratégique 2016-2020, il était question de doubler les revenus d’ici 2030. Cette référence a été retirée, car Hydro-Québec ne veut pas envoyer le message qu’elle cherche à augmenter ses revenus « à tout prix ».

Pour écouler ses surplus, Hydro-Québec lorgne notamment du côté du Nouveau-Brunswick, a dit M. Martel, tout en évoquant un « deuxième » projet avec le Massachusetts. L’intention de la Ville de New York d’acheter de l’électricité auprès d’Hydro-Québec, par ailleurs, est déjà bien connue.

Le premier projet d’exportation d’électricité vers le Massachusetts, le New England Clean Energy Connect (NECEC) — un projet conjoint d’Hydro-Québec et de la Central Maine Power — pourrait cependant faire l’objet d’un référendum. Une campagne citoyenne recueille des signatures pour que la question soit inscrite sur le bulletin de vote lors des élections américaines de 2020.

Invité à dire ce qu’une opposition supérieure à 50 % pourrait avoir comme conséquence, M. Martel a répondu qu’il est « important de réfléchir à ça ». « Il y a des institutions dans le Maine dont c’est la responsabilité de délivrer les permis. […] On n’est pas rendus là aujourd’hui. Ça se peut qu’on fasse face à un référendum. Sur le plan légal, c’est loin d’être clair si ça peut avoir de la “traction”. Si on a un référendum “perdant”, quelle serait la suite des choses ? On est en train de regarder ça. »