Derrière le 1% d’énergie non renouvelable

C’est en plein golfe du Saint-Laurent que la consommation d’électricité à partir d’énergie non renouvelable atteint des sommets.
Photo: Valérian Mazataud Le Devoir C’est en plein golfe du Saint-Laurent que la consommation d’électricité à partir d’énergie non renouvelable atteint des sommets.

Ce texte est tiré du Courrier de l’économie du 14 novembre 2022. Pour vous abonner, cliquez ici.

L’électricité d’Hydro-Québec consiste en 99 % d’énergie renouvelable. Sur le plan statistique, la société d’État est donc à un petit point de pourcentage de pouvoir se targuer d’offrir une électricité entièrement propre. Et c’est d’ailleurs l’argument avancé pour attirer les entreprises ou pour vendre des électrons au sud de nos frontières.

Mais d’où vient ce 1 % ? D’où provient l’énergie non renouvelable d’Hydro-Québec ? En marge de son réseau de distribution nord-américain, l’entreprise exploite plus de 20 réseaux autonomes qui assurent l’approvisionnement en électricité de petites localités et de communautés isolées, situées majoritairement dans le Nord-du-Québec et en Basse-Côte-Nord. Ces circuits fermés prennent leur électricité de centrales thermiques, et donc d’hydrocarbures.

Or, si les centrales thermiques représentent une infime partie (1 %) de la production d’Hydro-Québec, elles sont responsables de 43 % des émissions de gaz à effet de serre de la société d’État.

Celle-ci veut d’ailleurs convertir ses réseaux à un approvisionnement renouvelable à 80 % à l’horizon 2030. Pour ce faire, certains réseaux autonomes seront raccordés au réseau principal, alors que d’autres pourraient s’alimenter à une production provenant d’énergies renouvelables.

Hausse de la demande

La décarbonation des réseaux est un enjeu non négligeable, car la demande augmente dans plusieurs de ces régions. Au Nunavik — où se trouve une dizaine de réseaux autonomes alimentés par des centrales thermiques —, les besoins ont été tirés vers le haut par la croissance démographique. Résultat : Hydro-Québec a dû augmenter la puissance électrique des centrales qui desservent les communautés d’Aupaluk, de Kangiqsualujjuaq, d’Ivujivik et de Salluit.

Mais c’est en plein golfe du Saint-Laurent que la consommation d’électricité à partir d’énergie non renouvelable atteint des sommets. Le réseau autonome des Îles-de-la-Madeleine, qui dessert 6600 clients, a consommé l’an dernier 38 millions de litres de mazout, produisant à lui seul 36,5 % des émissions directes de GES de l’entreprise.

À noter : la mise en service du parc éolien de la Dune-du-Nord, en décembre 2020, a permis de réduire sensiblement les émissions de GES.

Bien sûr, outre les réseaux autonomes, il y a la centrale au gaz de Bécancour. Bâtie pour appuyer la centrale nucléaire de Gentilly en cas de panne, elle peut aujourd’hui être perçue comme une roue de secours pour Hydro-Québec, qui la met en route pour répondre à la forte demande lors de pointes hivernales.

Peu fréquente, son utilisation est pour le moins onéreuse. Pour répondre à la forte demande, l’hiver dernier, la centrale de Bécancour a été mise en route à 18 reprises, ce qui a permis de produire 9437 MWh d’électricité supplémentaire, selon des documents obtenus par Le Devoir. Coût des opérations : 3,3 millions de dollars. En moyenne, Hydro-Québec a généralement recours huit fois par année à cette centrale au gaz, pour des coûts qui gravitent autour de 965 000 $.

Changements climatiques

Le tout est à mettre dans l’application du Plan d’adaptation aux changements climatiques dont vient de se doter Hydro-Québec au terme de trois années de réflexion.

Il contient 26 axes d’intervention qui considèrent aussi bien la conception des infrastructures que leur exploitation et la sécurité des travailleurs. Il devra également tenir compte d’une présence multipliée des centres de données.

Avec les serveurs des multinationales de l’informatique — Microsoft, Amazon, Google — qui cherchent à décarboner leurs activités, la société d’État prévoit que les ventes d’électricité à cette industrie vont quintupler d’ici 2032.

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