Analyse économique PROJET DE CENTRALE HYDROÉLECTRIQUE DANS LA PARTIE INFÉRIEURE DU FLEUVE CHURCHILL

TABLE DES MATIÈRES

Liste des tableaux

1. Introduction

Nalcor Energy (Nalcor) propose de construire deux centrales hydroélectriques à Muskrat Falls et à Gull Island, sur le bord du fleuve Churchill, à environ respectivement 30 et 100 km au sud-ouest de Happy Valley Goose Bay. Ensemble, ces deux centrales reviendraient à 6,4 milliards de dollars et la capacité totale installée atteindrait 3 074 mégawatts (MW). À elle seule, la centrale de Muskrat Falls devrait générer 824 MW et celle de Gull Island, 2 250 MW. Dans le cadre du projet proposé, pour les deux installations, on prévoit la construction et l'exploitation d’un barrage en béton, d’un réservoir et d’une centrale, ainsi que la construction de lignes de transport interconnectées pour relier ces deux centrales à la centrale actuelle de Churchill Falls, qui produit 5 428 MW.

Pour s’assurer que l’évaluation environnementale du Projet de centrale électrique sur la partie inférieure du fleuve Churchill répond aux exigences législatives provinciales et fédérales, Terre-Neuve-et-Labrador et le ministre de l’Environnement du gouvernement fédéral ont créé une Commission d’examen conjoint (CEC). Les membres de la Commission ont été nommés le 8 janvier 2009 et chargés d’évaluer les effets environnementaux du Projet, la nécessité et la raison d'être du projet, ainsi que les solutions envisageables pour remplacer le Projet. La Commission a présenté son Rapport d’examen conjoint (Rapport de la CEC) aux deux gouvernements le 25 août 2011.

Le Rapport de la CEC traite des facteurs cernés dans le mandat de la Commission et présente la justification, les conclusions et les recommandations de la Commission relativement à l’évaluation environnementale du Projet. La Commission a évalué les effets du Projet sur l’environnement et leur importance, y compris les effets sur le milieu atmosphérique, aquatique et terrestre, ainsi que sur la faune, sur l’utilisation des terres et des ressources en général et, dans la perspective des Autochtones, sur la culture et le patrimoine, l’économie, l’emploi et les affaires, les familles, les collectivités et les services publics, sans oublier les effets causés par de possibles accidents et mauvais fonctionnements. La Commission s’est également penchée sur les stratégies de gestion environnementale, les effets cumulatifs, la nécessité et la raison d’être du Projet, les solutions envisageables pour le remplacer et la capacité de produire de l’énergie à partir de ressources renouvelables pour répondre aux besoins actuels et futurs de la population.

La Commission a établi que le Projet aurait des effets néfastes importants sur les milieux suivants : l’habitat du poisson et les espèces de poisson dans les réservoirs; l'habitat terrestre, l'habitat riverain et en terres humides; les hardes de caribous de Red Wine Mountain et, s’il fallait émettre des avis en matière de consommation, sur la pêche et la chasse au phoque au lac Melville, ainsi que sur la culture et le patrimoine (la « perte du fleuve »). La Commission a également déterminé que le Projet présentait aussi des avantages sur le plan économique, social, culturel et biophysique.

Cette analyse économique du Projet vise à éclairer la prise de décision en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale. Les travaux de la Commission, et un examen indépendant du Projet réalisé par Navigant Consulting Ltd., servent de documentation au présent rapport. De récentes prévisions sur l’offre et la demande en matière d'énergie au Canada alimenteront également l’analyse présentée ici.

1.1. Analyse : approche et critères pertinents

Pour évaluer correctement la rentabilité du Projet, et l’opportunité économique d’ensemble du projet, il est important de prendre en considération les nombreux critères qui pourraient avoir une incidence sur le Projet. Les facteurs susceptibles d’avoir une influence sur la capacité du projet de la partie inférieure du fleuve Churchill d’atteindre ses objectifs sont nombreux – pour cette raison, on trouvera ici une « feuille de route » retraçant la manière dont procède ce rapport, et comment toutes les parties de ce projet s’imbriquent les unes dans les autres.

Sur le plan économique, le principal enjeu est de savoir si le Projet dans son ensemble – ou la centrale de Muskrat Falls ou la centrale de Gull Island prises séparément – aurait non seulement des retombées économiques, mais représenterait aussi la solution la moins coûteuse pour alimenter l’île de Terre-Neuve en électricité. Du point de vue de l’analyse, il s’agit de deux questions bien distinctes, qui exigent deux approches analytiques différentes.

Dans un premier temps, ce document se penchera sur les affirmations faites par Nalcor quant aux options les moins coûteuses pour répondre à la demande provinciale d'électricité dans l’île de Terre-Neuve. Pour analyser cette question, Nalcor utilise un modèle appelé « valeur cumulative actuelle ». Il s’agit essentiellement d’une méthode permettant de comparer les coûts de plusieurs options d’approvisionnement. Le rapport utilisera également cette approche.

L’analyse montrera que si le projet de Gull Island vise les marchés d’exportation, la nécessité de réaliser le projet de Muskrat Falls repose essentiellement sur le fait que Nalcor s'attend à une croissance de la demande d’électricité sur l’île. Autrement dit, ce ne sont pas les ventes à l’exportation qui justifient le projet de Muskrat Falls.

Par conséquent, la discussion commencera par un examen des perspectives de demande d’électricité dans la province, des facteurs qui expliquent ces perspectives et des risques associés aux prévisions de la demande à long terme. Pour évaluer si le Projet représente l’option la moins coûteuse pour répondre à la demande provinciale, cette analyse examinera ensuite les solutions de rechange envisageables. Aux fins de cette discussion, il sera important de se rappeler que Nalcor a déterminé que la centrale de Muskrat Falls (et le lien Labrador-Terre-Neuve) est celle qui alimentera l'île en électricité. Gull Island ne fait donc pas partie de l’analyse de la demande provinciale, car l’électricité qu’elle produirait serait clairement réservée à l’exportation. De plus, s’il est clair que Nalcor a l’intention d’exporter la portion de la production de Muskrat dont la province n’aura pas besoin, Nalcor montre dans son analyse que Muskrat représente l’option la moins coûteuse, et ce, même sans compter sur les profits éventuels provenant des ventes à l’exportation.

La section du rapport examinant les solutions susceptibles de remplacer le Projet se concentrera surtout sur les options permettant particulièrement de répondre aux besoins de l’île. Dans son examen, la Commission a cerné une série de solutions susceptibles de remplacer le Projet et elles méritent que l’on s'y attarde. La question de savoir si ces solutions de remplacement pourront répondre à la demande provinciale dépend largement de facteurs dont il sera question tout au long de ce rapport, par exemple les besoins réels à l’avenir et la mesure dans laquelle ces solutions de remplacement se combinent les unes aux autres ou avec d’autres initiatives, notamment les programme de conservation et de gestion de la demande.

Ce rapport présente les solutions de remplacement et le point de vue de Nalcor et de Navigant sur leur faisabilité, ainsi qu’un commentaire et une analyse connexe de RNCan sur des enjeux clés, qui se fondent sur les données remises à la Commission par Nalcor.

Dans le cadre de cette analyse, on se demandera ensuite si les projets peuvent ou pas rapporter un profit. Cette question sera appréhendée selon des techniques normalisées d’analyse du flux de trésorerie d’un projet. Ce rapport fera état des résultats de Nalcor, tels qu’ils ont été présentés à la Commission, ainsi que de l’analyse de RNCan, réalisée à partir de l’information remise à la Commission par Nalcor.

Enfin, les impacts environnementaux du Projet seront brièvement analysés.

Il faut souligner que cette analyse a une portée restreinte comparée à l’étendue des conséquences du projet dans la partie inférieure du fleuve Churchill. Cette analyse mettra surtout l’accent sur l’aspect économique du projet et sur sa capacité de répondre aux besoins de l'île au moindre coût possible, tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre à Terre-Neuve et au Labrador. On examinera et on comparera les différentes solutions possibles pour répondre aux besoins de l’île. Toutefois, nous ne disposions ni du temps ni des données nécessaires pour procéder à une évaluation économique de toutes les options possibles. De plus, le Projet pourrait être perçu comme ayant une importance sur le plan national. Il permettra d’accroître la quantité d’énergie de notre portefeuille national et devrait réduire la production d’électricité à base de combustibles fossiles, par exemple par la combustion du charbon en Nouvelle-Écosse. Bien que certaines de ces questions soient effleurées ici, l'ensemble de leurs avantages n'entrait pas dans notre propos.

2. Profil du secteur de l’électricité

2.1. L’industrie de l’électricité

2.1.1. Contribution à l’économie

En 2010, la contribution de l’industrie de l’électricité à l’économie canadienne représentait 2,2 % du PIB. Il s’agit d’une industrie à forte intensité de capital – en 2010, elle employait 91 798 personnes, ce qui représente 0,6 % du marché canadien de l’emploi. Toujours en 2010, le pourcentage de l’investissement dans le secteur des services publics par rapport à la totalité des investissements dans l’économie s’élevait à 6 %.

Toutefois, les données statistiques sur le PIB et l’emploi ne reflètent pas l’importante contribution de l’industrie de l’électricité à l’économie canadienne. L’électricité est un bien stratégique, un intrant clé pour plusieurs industries et un moteur important de l'économie – l'économie moderne ne peut pas vraiment fonctionner sans elle. De plus, étant donné que la production et la distribution d’électricité se caractérisent par d’importantes économies d’échelle et des éléments monopolistiques naturels, les gouvernements ont toujours joué un rôle au chapitre de sa structure, de son développement et de ses buts.

Les études sur le développement de l’industrie de l’électricité au Canada montrent que les gouvernements ont généralement cherché à produire de l’électricité à bas prix pour favoriser le développement social et économique. Les gouvernements ont essayé d'atteindre cet objectif stratégique de deux manières : d'une part, en concentrant la prise en charge de l’industrie de la production et de la distribution d'électricité, les gouvernements ont cherché à tirer parti des économies d’échelle naturelles et à s’assurer ainsi que l’électricité pourrait être produite et distribuée à faibles coûts; d’autre part, les gouvernements ont mis en place des politiques et des mécanismes de tarification permettant de transférer ces faibles coûts de production aux ménages et à l'industrie[1]. À cet effet, il est utile de citer un passage de la stratégie énergétique de Terre-Neuve-et-Labrador :

« Dans le cadre de la tarification provinciale de l’électricité, le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador s’est donné pour principal objectif de maintenir la production d’électricité au plus bas prix possible. »[2] [Traduction]

La contribution du Projet à l’économie

La phase d’investissement du Projet est un coût assumé par une société de la Couronne, donc, par les contribuables, mais le Projet pourrait également largement contribuer à la création d'emplois et à l'activité économique. Selon Nalcor, le Projet devrait coûter 6,4 milliards en dollars de 2010 : 2,9 milliards de dollars pour la centrale de Muskrat Falls et 3,5 milliards de dollars pour celle de Gull Island. Le coût en capital du Projet comprend 2,5 milliards de dollars pour la main-d’œuvre, 2,9 milliards pour les matériaux et 1,0 milliard pour l’équipement. Les recettes fiscales que le gouvernement provincial tirerait de ce projet durant les travaux de construction sont estimées à 340 millions de dollars.

Nalcor prévoit que les activités de construction génèreraient des revenus provinciaux d’environ 2,1 milliards de dollars. Sur ce montant, 700 millions de dollars iraient à la main-d’œuvre et aux entreprises du Labrador.

L’emploi direct lié au Projet dans la province a été estimé à 15 600 années-personnes (10 000 à Gull Island et 5 600 à Muskrat Falls). La plupart des emplois seraient créés au Labrador et seraient associés à la préparation du réservoir, à la construction des barrages, à l’installation du matériel de production et à la construction des lignes électriques proposées.

Nalcor a estimé que 65 % de la main-d’œuvre directe affectée à la construction proviendrait de Terre-Neuve-et-Labrador, tandis que le reste viendrait d’ailleurs au Canada et à l’étranger.

Nalcor ne s’attend pas à ce que le phénomène d’expansion associé à la construction soit suivi par un ralentissement marqué de l'activité. Elle s’attend à ce que cette source supplémentaire d’électricité, conjuguée à la création d’emplois et à l’expérience qui aura été acquise par le milieu des affaires, attire de nouvelles industries au Labrador et à Terre-Neuve.

Il est important de se rappeler que la phase d’investissement du Projet suppose des coûts et des risques à court terme sur le plan économique. Terre-Neuve-et-Labrador connaît un essor dans le secteur de la construction. La fonderie de Vale est en construction, le projet White Rose est en plein essor et le champ pétrolifère Hebron est en train d’être mis en valeur. Ces projets exercent une pression sur le marché du travail, ainsi que sur le secteur de la construction et d’autres secteurs de services. La pénurie de main-d’œuvre dont il est question ci-dessus représente un coût pour le Projet et pour l’économie puisque d'autres entreprises se livrent concurrence pour retenir des services et recruter des travailleurs qualifiés. Enfin, même si Nalcor ne prévoit pas de ralentissement marqué après ce projet, il reste que ce projet et tous ceux qui sont exécutés pendant la même période pourraient provoquer un ralentissement pendant la deuxième moitié de la décennie.

Tableau 1 : Exploitants de centrales électriques à Terre-Neuve-et-Labrador
Exploitant de centrale électrique Part
(%)
Algonquin Power Corp 0,1
Chi-Canada Inc 0,6
Churchill Falls (Labrador) Corp. 70,8
Deer Lake Power 1,8
Hibernia Management and Development 0,7
Nalcor Energy 23,4
Newfoundland Light and Power 2,0
Skypower Corp. 0,4
Vale Inco Lmt. 0,4

Source : Statistique Canada

À long terme, les principales retombées économiques du projet proviendront des recettes d’exportation et de l’approvisionnement en électricité à faible coût dans la province de Terre-Neuve-et-Labrador. Les répercussions du Projet sur l’emploi sont négligeables à long terme – Nalcor prévoit un gain net de 80 emplois.

2.1.2. Caractéristiques des producteurs d’électricité

Au Canada, l’industrie de l’électricité est largement concentrée et Terre-Neuve-et-Labrador ne fait pas exception à la règle. Trois sociétés assurent la production, la transmission et la distribution de l’électricité dans la province.

À Terre-Neuve-et-Labrador, c’est Newfoundland Power (NP) et Newfoundland and Labrador Hydro (NL Hydro) qui assurent la production et la distribution d’électricité. Ces services publics sont réglementés par le Board of Commissioners of Public Utilities of Newfoundland and Labrador, qui est l’autorité de réglementation en matière de tarification, de politiques, de dépenses en capital et d’émission de valeurs mobilières.

Newfoundland Power est une filiale de Fortis Inc, une société détenue par des investisseurs. Elle offre essentiellement un service public de distribution sur la portion insulaire de la province, où elle dessert 85 % des abonnés résidentiels et commerciaux. Sa production répond à environ 7 % de ses besoins en électricité et elle achète le reste à NL Hydro.   

Newfoundland and Labrador Hydro est une société d’État offrant un service public d’électricité et il s’agit du principal producteur d’électricité dans la province. Elle distribue également de l’électricité dans les régions rurales de l’île et dans tout le Labrador, ainsi qu’à certaines industries lourdes. En 2009, 88 % de la capacité de production du service public était hydroélectrique. Les actifs de production d’énergie de NL Hydro comprennent onze centrales hydroélectriques (y compris Churchill Falls), une centrale à turbine à vapeur alimentée au pétrole; quatre centrales à turbines alimentées au diesel et au pétrole; 25 centrales à combustion interne alimentées au diesel, et des milliers de kilomètres de lignes de transport et de distribution. De plus, NL Hydro exploite quatre autres centrales hydroélectriques sous licence accordée par le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador.

En 2007, le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a fondé Nalcor Energy, qui agit comme société mère de NL Hydro. Nalcor est chargée de la mise en valeur des ressources énergétiques de la province, y compris de la production et de la transmission d’électricité par l'entremise de NL Hydro.

Le tableau 1 présente les exploitants de centrales électriques dans la province et leur part du marché. Veuillez noter que même si Churchill Falls (Labrador) Corporation détient la plus grande part du marché, la majorité de l’électricité qu’elle produit est vendue directement à Hydro-Québec, conformément à l’accord d’achat d’énergie signé dans les années 1960. Churchill Falls (Labrador) Corporation vend annuellement 300 MW d’électricité à NL Hydro – quantité destinée au Labrador et aux ventes à l'exportation (« droit de rappel de courant »). De plus, Churchill Falls (Labrador) Corporation vend 225 MW à Twin Falls Power Corporation pour desservir l’industrie minière dans l’ouest du Labrador.

Les systèmes du Labrador et de Terre-Neuve ne sont pas reliés. En fait, le système de Terre-Neuve est isolé est n’est pas branché sur d’autres réseaux.

2.2. Profil du secteur de l’électricité

2.2.1. Demande énergétique

La demande d’électricité est normalement analysée dans le contexte de la demande globale d'énergie, quelle que soit sa forme, et ce, parce que les consommateurs veulent le service que procure l'énergie. Les différentes formes d’énergie sont donc en concurrence les unes avec les autres pour offrir le service désiré. Autrement dit, en bout de ligne, les consommateurs veulent acheter de l’énergie pour chauffer leur maison et leur bâtiment, ou pour exploiter leurs industries. Par conséquent, les différentes formes d’énergie – en l'occurrence l’électricité et le mazout dans le cas de Terre-Neuve-et-Labrador – sont souvent en concurrence pour offrir l'énergie demandée. La demande d’électricité est donc liée à son prix, aux besoins des foyers et des industries et au prix des sources d’énergie de substitution.

Les facteurs qui déterminent la part du marché de l’électricité par rapport à d’autres formes d’énergie sont importants pour l’examen des projections de la demande en électricité et, en dernier ressort, pour l'examen de la justification des projets proposés, nous les passerons donc en revue dans la discussion qui suit.

Les analystes évaluent normalement la demande en énergie et en électricité selon trois perspectives : résidentielle, commerciale (p. ex. les centres d’achats, les bureaux, les grossistes), et industrielle (p. ex. le secteur minier, manufacturier, de la foresterie et de la construction). Généralement, il est aussi question du transport. Mais, jusqu’à présent, l’électricité n’a pas été une source importante d’énergie à Terre-Neuve dans le secteur du transport. Étant donné que ni Nalcor ni aucun autre prévisionniste important ne s’attend à ce que l’électricité occupe une place importante dans le secteur du transport dans un avenir prévisible, on ignorera ici le secteur du transport.

En 2009, la consommation totale d’électricité à Terre-Neuve s’est élevée à 10,7 terawatt-heure (TWh), ventilée comme suit : 35 % dans le secteur résidentiel, 21 % dans le secteur commercial, 23 % dans le secteur industriel, et enfin 21 % pour les pertes de transport et l’électricité utilisée pour sa propre production (utilisation sur place). Les pertes de transport et l’utilisation sur place sont anormalement élevées – ces données tournent normalement autour de 1 TWh, ou à peine 10 % de la demande globale.

Tableau 2 : Demande totale d'électricité (en TWh)
  1990 2000 2009
Résidentiel 2,8 3,1 3,7
Commercial 1,8 2,0 2,2
Industriel 4,8 4,6 2,5
Pertes et utilisation sur place 0,8 1,3 2,3
Total 10,2 11,0 10,7

Source : Statistique Canada 57-003, Bulletin sur la disponibilité et écoulement d’énergie au Canada

Demande en énergie dans le secteur résidentiel

La demande en énergie dans le secteur résidentiel a chuté au cours des 20 dernières années. Dans le secteur résidentiel, la demande est déterminée par la population, le revenu disponible des particuliers et le parc de logements. Entre 1990 et 2009, la population a chuté de 0,7 % par année, le revenu disponible des particuliers a augmenté en termes réels de 1,7 % par année et le parc à logements a également augmenté de 1,3 % par année.

Le tableau 3 montre que même si la demande en énergie dans le secteur résidentiel a enregistré une chute à Terre-Neuve, la demande en électricité a en fait augmenté. Si cette part du marché a changé, c’est essentiellement parce que les prix et la technologie ont également changé.

Au cours de cette période, les prix de l’électricité ont diminué en termes réels tandis que les prix du mazout ont augmenté de façon importante au cours des dernières années. Par conséquent, les ménages passent du chauffage au mazout au chauffage à l’électricité – en 1993, 43 % des ménages chauffaient leur logement à l’électricité, mais en 2009, ce nombre a grimpé à 63 %[3].

Les ménages achètent aussi des appareils ménagers fonctionnant à l’électricité. Le nombre de ménage ayant des laveuses et des sécheuses électriques est passé d’environ 75 % en 1993 à environ 95 % en 2009. Les lave-vaisselles et les congélateurs électriques ont aussi davantage pénétré le marché – bien que dans une moindre mesure.

Tableau 3 : Demande en énergie dans le secteur résidentiel (en pétajoule - PJ)
  TCAC[4] 1990-2009
(en pourcentage)
Consommation en 2009
(PJ)
Distillat (mazout) -4,9 3,4
Gaz de pétrole liquéfiés 0,7 0,2
Énergies renouvelables -1,4 3,2
Électricité 1,6 13,4
Total -0,7 20,3

Source : Statistique Canada 57-003, Bulletin sur la disponibilité et écoulement d’énergie au Canada

Demande en énergie dans le secteur commercial

Depuis 20 ans, la demande dans le secteur commercial enregistre une croissance annuelle moyenne cumulative de plus de 2 %. Le regain de l'activité économique (2,2 % par année) dans le secteur des services et les investissements dans les surfaces commerciales[5] sont à l'origine de cette croissance. De 1990 à 2009, l’électricité s’est essentiellement maintenue à environ 55 % de la part du marché.

Tableau 4 : Demande en énergie dans le secteur commercial (PJ)
  TCAC
(pourcentage)
Consommation en 2009
(PJ)
Distillat 1,2 4,6
Carburant résiduel 7,3 2,3
Gaz de pétrole liquéfiés 5,8 0,6
Électricité 1,8 9,1
Autre 1,9 0,1
Total 2,2 16,8

Source : Statistique Canada 57-003, Bulletin sur la disponibilité et écoulement d’énergie au Canada

Demande en énergie dans le secteur industriel

De 1990 à 2009, la demande a enregistré une chute dans le secteur industriel. Ceci correspond à la cessation de certaines activités manufacturières énergivores. Par exemple, au cours des dernières années, des usines de pâtes et papier ont fermé leurs portes à Stephenville et à Grand Falls, de même que la machine à papier de Corner Brook. Notons que cette demande en énergie dans le secteur industriel s’est produite alors que l’industrie pétrolière extracôtière connaissait une croissance rapide.

Tableau 5 : Demande en énergie dans le secteur industriel (PJ)
  TCAC
(pourcentage)
Consommation en 2009
(PJ)
Achats d’électricité -4,3 6,8
Gaz de pétrole liquéfiés 2,4 0,3
Produits du pétrole raffiné -1,0 26,1
Charbon et coke 1,6 5,1
Production sur place – hydro 1,3 1,3
Énergies renouvelables 0,2 2,8
Total -1,3 43,1

Source : Statistique Canada 57-003, Bulletin sur la disponibilité et écoulement d’énergie au Canada

2.2.2. Demande de pointe

Selon Navigant, en 2010, le système électrique de Terre-Neuve a enregistré une demande de pointe atteignant 1 478 MW et les besoins en énergie ont atteint 7 355 GWh. La demande de pointe se situe plutôt pendant les mois d'hiver.

2.3. Approvisionnement en électricité

2.3.1. Capacité

Le système doit avoir suffisamment de réserve de capacité pour répondre à la demande de pointe et assurer l'alimentation lors de panne et d’interruptions à des fins d’entretien. Le niveau de capacité souhaitable dépend de la nature du système d’approvisionnement en électricité. Les systèmes reposant largement sur l’hydroélectricité n'ont souvent pas besoin d'une importante réserve, car les centrales électriques sont moins susceptibles de connaître des périodes de non-disponibilité imprévues.

En 2009, la capacité hydroélectrique publique et privée s’élevait à 6 782 MW, sur une capacité globale de 7 667 MW. Le tableau 6 présente la capacité énergétique par type d’énergie. La capacité de Churchill Falls n’a pas été comptée, car elle devra être évaluée séparément lorsque les options d’approvisionnement seront examinées pour Terre-Neuve.

Tableau 6 : Capacité de production de l'électricité de Terre-Neuve-et-Labrador de 1990 à 2009 (MW)
  1990 2009
Holyrood (mazout lourd) 500 490
Combustion interne (diesel) - 105
Turbines à combustion 200 236
Churchill Falls 5 428 5 428
Autres centrales hydroélectriques 1 200 1 354
Énergie éolienne 0 54
Capacité totale 7 328 7 667

Source : Statistique Canada 57-206, Centrales d’énergie électrique

L’île de Terre-Neuve a une capacité de production totale de 2 074 MW. Environ 35 % de la capacité électrique de l’île provient d’une production à l’énergie thermique. La centrale thermique d’Holyrood, qui représente environ 25 % de la capacité électrique de l’île, brûle du mazout lourd et demeure une source importante d’émissions à effet de gaz et d’autres polluants. Elle sert surtout en hiver pour répondre à la demande de pointe.

La capacité éolienne globale de Terre-Neuve-et-Labrador était de 54 MW en 2009.

2.3.2. Production d’énergie électrique

En 2009, la production d’électricité était à peu près au même niveau qu’en 1990.

 

Tableau 7 : Production historique d'électricité à Terre-Neuve-et-Labrador – 1990-2009 (TWh)
  1990 2000 2009
Hydroélectricité – Churchills Falls 26,2 31,8 30,5
Autres centrales hydroélectriques 8,1 10,0 5,1
Pétrole 2,0 1,0 1,1
Énergie éolienne - - 0,1
Total 36,3 42,8 36,8

Source : Statistique Canada 57-003, Bulletin sur la disponibilité et écoulement d’énergie; 57-202, Production, transport et distribution d’électricité

La centrale de Churchill Falls a produit 33,8 TWh d’électricité en 2010, dont 29 TWh ont été exportés au Québec. Le reste est vendu à NL Hydro, et sert au Labrador, aux ventes à l'exportation et à la Twin Falls Power Corporation, pour desservir l'industrie minière de l'ouest du Labrador.

2.3.3. Capacité d’interconnexion et échanges provinciaux

L’île de Terre-Neuve est actuellement isolée des autres réseaux électriques. Terre-Neuve-et-Labrador est seulement reliée au Québec (trois lignes de transport de 735 kilovolts). Tel que mentionné ci-dessus, NL Hydro vend à une société tierce spécialisée dans la commercialisation 300 MW au Canada atlantique, en passant par le Québec.

Toutefois, pour ce qui est des perspectives d’échanges à partir de Terre-Neuve, ce serait possible en passant par la Nouvelle-Écosse, vers le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Angleterre. Par la Nouvelle-Écosse, il y a notamment des lignes de transport entre les territoires suivants :

  • la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick (avec des capacités de 350 MW de la Nouvelle-Écosse au Nouveau-Brunswick et de 300 MW du Nouveau-Brunswick vers la Nouvelle-Écosse)[6];
  • le Nouveau-Brunswick et le Québec (1 000 MW du Québec vers le Nouveau-Brunswick, et 720 MW du Nouveau-Brunswick vers le Québec);
  • du Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Angleterre (1 000 MW du Nouveau-Brunswick vers la Nouvelle-Angleterre, 550 MW de la Nouvelle-Angleterre vers le Nouveau-Brunswick).

2.3.4. Technologie du transport de l’électricité

On trouvera dans cette section de l'information contextuelle sur les technologies de transport actuelles. En Amérique du Nord, la vaste majorité des lignes de transport sont des lignes à courant alternatif[7]. Les réseaux de lignes de transport à courant alternatif sont conçus pour supporter les imprévus de la production et du transport alors que la demande varie sans cesse. À ce titre, ces systèmes sont idéaux pour transporter et distribuer de l'électricité sur de courtes distances.

Lorsque de grands blocs d’électricité doivent être transportés sur de longues distances, on utilise plutôt les lignes de courant continu. Ces lignes offrent l’avantage de contrôler la quantité d’énergie passant dans chaque ligne. Le transport massif sur de longues distances et la consommation massive augmente le coût du transport.  

Certaines technologies permettent de transporter une plus grande quantité d'électricité sur une ligne ou d'exploiter les lignes de manière plus fiable. Certaines de ces technologies peuvent accroître la capacité des lignes existantes, et permettre d’échanger davantage d’électricité sans construire de nouvelles lignes. Parmi ces technologies, il y a les dispositifs fournissant le voltage nécessaire (capaciteurs, inductances) ou contrôlant l’écoulement et qui peuvent accroître la capacité de transport de l’électricité de chaque ligne de transport.

3. Demande en électricité – Aperçu

3.1. Demande prévue

Toutes les prévisions restent sujettes à l’incertitude. Toutefois, il est essentiel pour l’industrie de l’électricité de faire des projections de la demande à long terme. On s’attend à ce que les gouvernements s’assurent que l’approvisionnement en électricité est fiable et bon marché. Étant donné que les actifs servant à la production d'électricité ont une longue durée de vie, et qu’il faut du temps pour qu’ils soient fonctionnels, il est nécessaire de procéder à une planification à long terme.

Dans la perspective de justifier le projet sur le plan économique, il est très important de faire des projections de la demande. La portion du projet proposé relative à la centrale de Muskra Falls dépend des besoins futurs en électricité prévus sur l’île de Terre-Neuve. La recommandation 4.2 de la Commission porte sur la nécessité d’évaluer d’autres options pour répondre aux besoins futurs. L'un des principaux risques relatif à l’examen de solutions de remplacement est lié à l’estimation des besoins futurs.

On trouvera dans la section ci-dessous les projections de la demande pour l’île de Terre-Neuve préparées par Nalcor, comparées à des projections récentes pour Terre-Neuve-et-Labrador réalisées par Ressources naturelles Canada (RNCan), l'Office national de l'énergie (ONE) et Environnement Canada (EC). Veuillez noter que, dans ce dernier cas, il n'y généralement pas de projections distinctes pour l'île.

3.1.1. Comparaisons des projections

Nalcor fonde ses projections sur un modèle économétrique calculant la demande en énergie en fonction de la population, de l'activité économique, de l'ensemble des bâtiments résidentiels et commerciaux et des gains en efficience. Dans l’analyse de Nalcor, les projections relatives aux principales variables économiques sont fournies par le ministère des Finances du gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador.

Selon Nalcor, le chauffage électrique devrait rester le principal moteur de la demande en électricité et en énergie étant donné les prix récents et prévus de l'énergie, qui influent sur les décisions en matière d'appareils et de combustibles de chauffage des espaces[8].D’après les projections de Nalcor, la part du marché du chauffage électrique devrait augmenter pour passer de 59 % en 2010 à 66 % en 2029[9].l

Selon Navigant, les prévisions reposent également sur les hypothèses suivantes :

  • Les activités de l’usine de papier journal et de raffinage du pétrole sont maintenues sur l’île;
  • la mine de Teck sera en exploitation jusqu’à la fin de 2013;
  • l’usine de traitement de nickel de Vale sera branchée sur le réseau électrique et fonctionnera à plein régime d’ici 2015;
  • la mise en valeur du champ pétrolifère d’Hebron aura des retombées économiques.
Tableau 8: Comparaison des projections de demande en électricité (taux de croissance annuel moyen, en pourcentage)
  1990 - 2009 2009 - 2020 2021 - 2030 2031-2064
RNCan -0,8 2,1 0,7 N/D
ONE   2,1 N/D N/D
EC   2,8 1,0 N/D
Nalcor   0,9 0,9 0,8

Source : RNCan, Perspectives énergétiques de 2010 (non publié); EC, Perspectives de 2011 (non publié); ONE, L’avenir énergétique du Canada de 2011; Nalcor, Présentation aux municipalités de Terre-Neuve-et-Labrador, 5 mai 2011.

Le tableau 8 montre que les projections de la demande préparées par Nalcor sont plus faibles que d’autres prévisions récentes allant jusqu’en 2020, mais qu’elles sont en haut de la fourchette pour la période 2021-2030.

Nalcor prévoit que la demande va continuer d’augmenter de 8 % par année après 2030. Nous ne pouvons comparer cette projection à d’autres, car ces dernières ne vont pas aussi loin. Nalcor n’explique pas sur quoi elle s’appuie pour prévoir cette croissance.

Pour le secteur résidentiel, EC ne s’attend à aucune croissance, tandis que RNCan prévoit une croissance de 0,8 % par année. RNCan explique cette croissance par l'augmentation du revenu des particuliers et par le fait que l’électricité va occuper une part plus importante du marché du chauffage résidentiel.

En ce qui a trait au secteur commercial, RNCan prévoit que la demande en électricité va croître de 0,8 % par année jusqu’en 2030. Cette croissance est attribuable à une croissance soutenue dans le secteur des services.

Au cours de la période se terminant en 2020, NRCan et EC prévoient une forte croissance de la demande en électricité de la part du secteur industriel. Toutefois, ces prévisions ne font pas de distinction entre la demande provenant de Terre-Neuve et la demande provenant du Labrador, par conséquent on ne sait pas vraiment quelle est la proportion de la hausse de la demande industrielle qui proviendrait de Terre-Neuve.

De plus, on trouvera ci-dessous des précisions sur les perspectives dans le secteur des mines et du traitement des minerais – une industrie de premier plan et grande consommatrice d'électricité.

À Terre-Neuve-et-Labrador, on s’attend à une croissance dans l’industrie des mines et du traitement des minerais, notamment dans deux domaines particuliers :  

  1. les mines de minerai de fer dans l’ouest du Labrador;
  2. le traitement du minerai de nickel à Terre-Neuve.

On s’attend à ce que les mines de minerai de fer accroissent leur production au cours des prochaines années pour répondre à la demande croissante de la Chine. La mine de minerai de fer de Wabush devrait produire 4 millions de tonnes de minerai de fer en 2011 et cette production devrait grimper à 5 millions de tonnes annuellement au cours des 4 à 5 prochaines années. Iron Ore Company of Canada accroît sa production dans l’ouest du Labrador. La production devrait atteindre 23,3 tonnes d’ici 2013. Labrador Iron Mines Ltd. (LIM) est la dernière société à avoir entamé sa production au Labrador. En 2011, LIM devrait envoyer par chemin de fer un million de tonnes de minerai de fer à Sept-Îles, et le chargement sera ensuite expédié en Asie. La production devrait atteindre environ 2,5 millions de tonnes en 2012 et 3 millions de tonnes en 2013.

Plusieurs nouveaux projets devraient être réalisés à l’avenir. La compagnie indienne Tata Steel Ltd., en Inde, qui se classe au septième rang des aciéries à l'échelle mondiale, et New Millennium Iron Corp. (une jeune société canadienne cotée en bourse) devraient s'associer pour réaliser prochainement un important projet dans l’ouest du Labrador.

Teck Resources (la plus grande société minière intégrée du Canada) exploite la mine souterraine de cuivre et de zinc de Buchans, dans le centre de Terre-Neuve. Un programme d’exploration est en cours pour prolonger l'exploitation de la mine après 2014. Une étude de faisabilité du gisement voisin de Boundary se poursuit.

L’usine hydrométallurgique de Vale, à Long Harbour, dans la péninsule d’Avalon, sera une importante consommatrice d’électricité. Selon les estimations, les coûts en capital de l’usine de traitement de Long Harbour s’élèvent à 2,821 milliards de dollars. On s'attend à ce que Vale ouvre l’usine au cours du deuxième semestre de 2013.

Compte tenu de ce qui précède, une fois que Vale aura mis sa fonderie en service, il est peu probable que le secteur des mines et du traitement des minerais enregistre une croissance à Terre-Neuve. La croissance dans ce secteur aura plutôt lieu au Labrador.

3.1.2. Risques associés à ces projections

De toute évidence, selon les projections ci-dessus, on peut s’attendre à une croissance régulière de la demande au cours des 20 prochaines années. Mais toute supposition du genre est associée à des risques.

D’un côté, de nouvelles initiatives pétrolières et gazières extracôtières pourraient voir le jour et déboucher sur une croissance supérieure à ce qui est anticipé dans le secteur des services. De nouvelles technologies fonctionnant à l'électricité pourraient être mises sur le marché (par exemple, des voitures électriques, des dispositifs électroniques grand public). De nouvelles mines pourraient être découvertes et mises en valeur sur l'île, ou encore l'industrie des pâtes et papier pourrait revenir en force. Tout cela pourrait se produire dans un contexte où le prix de produits de base comme le minerai de fer, le bois, le pétrole brut et le gaz naturel enregistrerait une hausse, ce qui rendrait l’électricité plus concurrentielle. Si la réglementation environnementale était plus stricte, l’électricité serait aussi une source d’énergie plus attrayante que les sources qui lui font concurrence.

D’un autre côté, au cours des vingt dernières années, la création de richesse à Terre-Neuve-et-Labrador est liée à l'exploitation des ressources pétrolières extracôtières. Cette industrie est en perte de vitesse et s’il est attendu que le projet Hebron donnera un nouvel élan à l’industrie, il aura pour effet de ralentir son déclin, sans pour autant le renverser. La population ne devrait pas augmenter pendant la période de prévision et les discussions entourant l'exploitation minière et le traitement du minerai laissent penser qu’après l’ouverture de la fonderie de Vale, il n’y aura pas d’autres développements sur l’île dans ce secteur. Si le prix du pétrole brut n’augmente pas comme prévu, le taux de pénétration de l’électricité dans les foyers pourrait stagner.

Cette section a porté sur les risques associés aux projections de la demande. Le rapport revient sur cette question, cette fois dans la perspective de l'analyse des options pour répondre à la demande en énergie de Terre-Neuve et de la rentabilité des projets de Muskrat Falls et de Gull Island.

3.2. Transport

Le Projet ne comprend pas les lignes nécessaires pour transporter l'électricité dans l'île ni de l'île vers la Nouvelle-Écosse. Toutefois, les coûts associés à ces lignes de transport sont des intrants importants dans le cadre de l’analyse économique du Projet.

Nalcor prévoirait la construction d’une ligne de transport à courant continu à haute tension (CCHT) de 1 100 km entre le Labrador et l’île de Terre-Neuve, ce qui représenterait une capacité de transfert d’électricité de 900 MW. Selon Navigant, étant donné les longues distances à parcourir, les cours d’eau à traverser et les faiblesses du système électrique de l’île, c’est la seule option possible sur le plan technique.  

De même, Nalcor a signalé que toute l’électricité produite à la centrale de Muskrat Falls serait transportée en Nouvelle-Écosse au moyen du lien Maritime qui relierait l’île de Terre-Neuve à la Nouvelle-Écosse. Le lien Maritime serait un itinéraire de rechange pour transporter de l’énergie hydroélectrique propre du Labrador vers la Nouvelle-Écosse, le Nouveau-Brunswick et le nord-est des États-Unis.

Selon Nalcor, le lien Maritime aura une capacité de 500 MW. Sa construction, qui coûterait 1,2 milliard de dollars, débuterait en 2013 et la mise en service serait prévue pour  2016.

4. ÉVALUATION DES SOLUTIONS DE RECHANGE AU PROJET

Tel qu’indiqué ci-dessus, dans sa recommandation 4.2, la Commission se montre préoccupée par le fait que Nalcor n’a pas fait la preuve que le projet de Muskrat Falls représentait la meilleure option pour répondre aux besoins futurs de l'île en matière d'électricité. Par conséquent, elle a recommandé que le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador et Nalcor commandent une étude indépendante portant sur les solutions de rechange au Projet.

Avant la publication du rapport de la Commission, Nalcor a demandé à Navigant d' « examiner le caractère raisonnable » de l’analyse qu’elle a réalisé sur les solutions de rechange qui s'offrent à l'île. La plupart des options que Nalcor a demandé à Navigant d’examiner sont celles que la Commission a subséquemment identifiées comme nécessitant une évaluation supplémentaire.

Dans cette section, on trouvera un résumé de l'étude réalisée par Navigant, ainsi que les recommandations formulées par la Commission et la réponse de Nalcor ou de Navigant à chacune d’entre elles, et un bref commentaire. Cette section se termine sur une brève conclusion au sujet des solutions de rechange.

4.1. Solutions de rechange proposées par Nalcor

Le rapport de Navigant signale que Nalcor a évalué les options de production d’énergie sous deux angles :

  • les solutions s’appliquant seulement à l'île;
  • les solutions s’appliquant à l’île et au Labrador.

Les solutions de rechange s’appliquant seulement à l’île portent exclusivement sur les besoins de Terre-Neuve, indépendamment du Labrador. Selon ce scénario, il serait possible de répondre à la demande en énergie en exploitant d'autres ressources renouvelables sur l'île et en rénovant la centrale d'Holyrood, notamment en remettant en état l’équipement (au coût de 200 millions de dollars) et en installant des appareils de contrôle de la pollution (au coût de 600 millions de dollars). Dans ce cas, il pourrait également être nécessaire d’investir dans une capacité de production thermique.

La solution de rechange s’appliquant à la fois à Terre-Neuve et au Labrador consisterait essentiellement à construire un lien entre l’île et le Labrador, en passant par le détroit de Belle Îsle. La construction de deux centrales est proposée dans le cadre de cette solution – à Gull Island et à Muskrat Falls. Nalcor a choisi Muskrat Falls, car ce serait la solution la moins coûteuse.

Comme on l’a mentionné plus haut, pour comparer les solutions de rechange, Nalcor a eu recours au concept appelé « valeur cumulative actuelle », c’est-à-dire à la valeur actuelle de tous les coûts supplémentaires en capital et coûts d'exploitation nécessaires pour que le service public réponde efficacement à la demande prévue selon un ensemble donné de critères de fiabilité. Lorsque la valeur cumulative actuelle d’un ensemble de sources d’énergie est inférieure à celle d’un autre ensemble de sources d’énergie, l’ensemble qui a la valeur cumulative la plus basse est choisi. Autrement dit, selon cette approche, la source d’énergie qui a la valeur cumulative actuelle la plus basse est présumée être la moins coûteuse.

Nalcor s’est servi du concept de valeur cumulative actuelle et d’un outil de planification particulier pour établir quelle était la formule la moins coûteuse pour répondre à la demande anticipée dans l'île selon le scénario de l’île isolée.

4.1.1. Portée de l’étude de Navigant

Nalcor a demandé à Navigant d’examiner le caractère raisonnable des éléments suivants :

  • les sources d'énergie possibles pour répondre aux besoins à long terme de l'île considérées par Nalcor;
  • les hypothèses faites par Nalcor pour déterminer quelles étaient les sources d’énergie possibles dans l’île;
  • la démarche suivie par Nalcor pour sélectionner et évaluer les sources d’énergie possibles.

À la suite de cet examen, Navigant devait se prononcer sur les points suivants :

  • Savoir si la solution de l’île interconnectée représente la source d’énergie la moins coûteuse, en plus de répondre aux exigences en matière de sécurité et de fiabilité de l’approvisionnement, de responsabilité environnementale, de risques et d’imprévus.
  • L'exactitude de la projection des taux[10].

Pour réaliser son étude, Navigant disposait de modèles financiers et d’ingénierie; de rapports et de discussions avec la direction et le personnel de Nalcor, de la stratégie énergétique de 2007 de la province, et des critères d’évaluation ayant servi à Nalcor pour évaluer les sources possibles d’énergie sur l’île (par exemple, la sécurité et la fiabilité, et le coût pour les contribuables).

Il est important de noter que Navigant n’avait pas pour mandat d’examiner la décision de financement de Muskrat Falls, ni de tenir compte des revenus et coûts associés à d’éventuelles ventes à l’exportation.

4.1.2. Projections de la demande

La même projection de la demande a servi à étudier les deux possibilités. Navigant a examiné les prévisions de la demande faites par Nalcor, dont il a été question plus haut, y compris les hypothèses relatives à la conservation et à la gestion de la demande et a conclu que la méthodologie de même que les prévisions en matière de demande et de croissance énergétique étaient raisonnables.

4.1.3. Île isolée

D’après l’étude réalisée par Navigant[11], les principales caractéristiques de l’option de l’île isolée sont les suivantes : mise en valeur d'un nombre limité de ressources renouvelables à court terme; réduction de la pollution; améliorations visant à prolonger la durée de vie de la centrale d'Holyrood; remplacement de la centrale d’Holyrood et mise en valeur permanente de ressources d’énergie thermique pendant la période visée par la planification (jusqu’en 2067).

Le tableau 9 présente les principaux investissements qui, selon Navigant, devront être faits pendant la période visée par la planification.

 

Tableau 9 : Plans et coûts de l'investissement dans un réseau insulaire de production d’énergie
Investissement Mégawatts Coûts en capital
2010 -- en M$
Année
Énergie éolienne 25 58 2014
Réseau hydroélectrique d’Island Pond 36 166 2015
Améliorations à Holyrood N/D 800 2015–2017
Réseau hydroélectrique du ruisseau Portland 23 98 2018
Réseau hydroélectrique de Round Pond 18 127 2020
Combine à combustion entraînant un alternateur 170 273 2024
Turbine à combustion 50 65 2024
Turbine à combustion 50 65 2027
Renouvellement de l’énergie éolienne 50 116 2028
Remplacement de la centrale d’Holyrood, autre centrale d’énergie thermique N/D N/D 2030 - 2067
Total 424 1,768  

Source : Navigant, Independent Supply Decision Review, 14 septembre 2011

Navigant a passé en revue et évalué les hypothèses de coûts pour l’ensemble des investissements ci-dessus et a conclu qu’elles étaient toutes raisonnables. Navigant a également déclaré que les hypothèses postulées par Nalcor pour faire des projections sur les mises hors service, les coûts d’exploitation et les taux de chauffage des différentes unités étaient raisonnables.

Navigant a passé en revue les coûts prévus (800 millions de dollars selon les documents remis par Nalcor) pour effectuer les travaux visant à prolonger la durée de vie de la centrale d’Holyrood et installer de l’équipement de contrôle de la pollution. À lui seul, l’équipement de contrôle de la pollution devrait coûter environ 600 millions de dollars. Des investissements dans de l'équipement de contrôle de la pollution sont requis pour que la centrale soit conforme à la politique énergétique de la province en matière d’émissions qui détériorent la qualité de l’air.

Le logiciel de modélisation dont s’est servi Nalcor tient compte des facteurs dont il est question ci-dessus, comme les coûts en capital, les coûts d’exploitation et la production d’énergie anticipée. Il calcule aussi la valeur cumulative actuelle de différents scénarios d’investissements, de manière à trouver le scénario le moins coûteux.

Navigant a passé en revue les intrants de la modélisation et a conclu qu’ils étaient conformes à ceux que Nalcor avait présentés au Public Utilities Board.

Dans le cas de l’option de l’île isolée, Nalcor avait imposé certaines contraintes. L’énergie éolienne était restreinte à 80 MW – cette question sera examinée plus tard dans le contexte des recommandations de la Commission. L’autre contrainte prévue par Nalcor était la nécessité d’installer de l’équipement de réduction de la pollution, conformément à la politique stratégique de la province.

En s'appuyant sur ces hypothèses, et sur les intrants et l’analyse dont il est brièvement question ci-dessus, Nalcor a calculé que la valeur cumulative présente du réseau insulaire s’élèverait à 8,810 millions de dollars (en dollars constants de 2010).

4.1.4. Île interconnectée

Selon l’étude de Navigant, la solution de l’île interconnectée comprendrait deux principales installations : la centrale de Muskrat Falls, qui aurait une capacité de 824 MW, et un lien de transport entre le Labrador et Terre-Neuve, long de 1 100 km avec courant continu à haute tension (CCHT). Ce lien relierait Muskrat Falls à la péninsule d’Avalon.

Cette solution permettrait de supplanter la centrale d’Holyrood et de répondre à la croissance des besoins en énergie de la province au cours des prochaines années. De plus, cette solution permettrait de brancher le réseau de l'île avec le réseau électrique régional nord-américain. Les principales composantes de l’option de l’île interconnectée, y compris les coûts et le calendrier de travail, sont présentées dans le tableau ci-dessous.

Tableau 10 : Plans et coûts de l'investissement de l'option de l'île interconnectée
Description de l’investissement Mégawatts Coûts en capital
2010 -- en M$
Année
Turbine à combustion 50 65 2014
Muskrat Falls 824 2,206 2017
Lien avec l’île – CCHT N/D 1,616 2017
Holyrood en attente N/D   2017
Fermeture d’Holyrood N/D   2021
Unités thermales à des fins de fiabilité seulement N/D N/D 2030 - 2067
Total 874 3,887  

Source : Navigant, Independent Supply Decision Review, 14 septembre 2011

Navigant a passé en revue et évalué les hypothèses de coûts pour tous les investissements ci-dessus et a conclu que le tout était raisonnable.

Selon le modèle de planification de Nalcor, la valeur cumulative actuelle de l’option de l’île interconnectée s’élèverait à 6,652 millions de dollars (en dollars constants de 2010), ce qui représente 2,158 millions de dollars de moins que la valeur cumulative actuelle de l’option de l’île isolée. Autrement dit, selon les hypothèses, les intrants et les contraintes définis par Nalcor, la valeur actualisée nette de l’ensemble des coûts supplémentaires en capital et des coûts d’exploitation du lien entre Muskrat Falls et l’île représente  2,2 milliards de dollars de moins que la valeur actualisée nette de l’autre option.

4.1.5. Analyse de sensibilité des résultats réalisée par Nalcor

Le rapport de Navigant présente l’analyse de sensibilité suivante, réalisée par Nalcor et par Navigant. Une analyse de sensibilité vise à examiner de quelle manière les résultats changent lorsqu'on modifie certaines variables clés. Elle sert généralement à vérifier la sensibilité des résultats à différentes hypothèses intégrées à l’analyse.

Le tableau suivant montre le calcul différentiel de la valeur cumulative actuelle selon les solutions de rechange de chaque scénario.

 

Tableau 11 : Résultats de l'analyse de sensibilité : Calcul différentiel de la valeur cumulative actuelle selon les scénarios
Source d’énergie 2010 -- en M$
Cas de référence 2 158
Coûts élevés du carburant 2 806
Garantie de prêt fédéral 2 758
Prix du carbone 2 655
+200 MW d’énergie éolienne – Réseau insulaire 1 717
Économie de 750 GWh grâce à la conservation et la gestion de la demande – Réseau insulaire 1 283
Coûts en capital supérieurs de 25 % pour Muskrat Falls et pour le lien 1 183
Faible augmentation de la demande 752
Faibles coûts du carburant 120

Source : Navigant, Independent Supply Decision Review, 14 septembre 2011

Après avoir examiné chaque scénario, il reste que l’île interconnectée est l'option la moins chère. Les principales variables ont été testées en fonction d’un large éventail d’hypothèses et les résultats montrent que, malgré tout, l’île interconnectée reste l’option la moins coûteuse, ce qui prête de la crédibilité à la conclusion d’origine, à savoir que la formule de l’île interconnectée est la solution la moins coûteuse.

On trouvera ci-dessous une brève description de chaque scénario. On trouvera dans la section 4.2 de ce rapport un commentaire et une analyse de chacune des principales options.

Coûts faibles ou élevés du carburant

Nalcor et Navigant se sont appuyés sur Petroleum Intelligence Research Associates pour déterminer les différentes trajectoires pouvant être empruntées par les prix. Ils n’ont pas fourni les prix réels et prévus pour les différents scénarios de prix – élevés ou faibles – ni pour le cas de référence. Toutefois, Navigant a signalé que le cas de référence est semblable aux plus récentes prévisions de la US Energy Information Administration. Le prix du carburant a une incidence sur les coûts d’exploitation des turbines alimentées aux combustibles fossiles. La solution de l’île isolée dépend davantage de l’énergie produite à partir de combustibles fossiles, elle devient donc une solution plus coûteuse si le prix du pétrole est élevé. Si le prix de l’essence est faible, selon le scénario examiné par Navigant, il y a peu de différences de coûts entre les deux solutions.

Garantie de prêt fédéral

Navigant a présumé que la garantie de prêt aurait pour effet de diminuer les taux d’intérêt sur la dette contractée pour la centrale de Muskrat Falls et pour le lien Labrador-Terre-Neuve, ce qui réduirait le coût de la solution de l’île interconnectée.

Prix du carbone

Navigant a signalé qu’étant donné l'incertitude entourant la réglementation fédérale des émissions atmosphériques, Nalcor a décidé de ne pas tenir compte des effets possibles du prix du carbone dans son cas de référence. Quoi qu’il en soit, Nalcor et Navigant ont décidé de tenir compte de cette possibilité. Ils ont notamment évalué les effets d’un prix du carbone qui entrerait en vigueur en 2017. Selon Navigant, les prévisions relatives au prix du carbone s’appuyaient sur des projections réalisées par le US Department of Energy dans le cadre d’une analyse de la loi Waxman-Markey.

Les prix plus élevés du carbone servent à augmenter le coût de la production d'électricité à partir de combustibles fossiles, ce qui augmente le coût de la solution de l’île isolée.

Île isolée : 200 MW de plus à partir de l’énergie éolienne'

Selon Navigant, ce scénario suppose que l’on pourra produire 100 MW de plus à partir de l’énergie éolienne et à nouveau 100 MW de plus en 2035. Navigant et Nalcor signalent que le réseau isolé ne peut supporter davantage d’énergie éolienne au début de la période de prévisions.

Île isolée : Programmes de conservation et de gestion de la demande

Nalcor et Navigant ont passé en revue deux analyses de sensibilité de programmes de conservation et de gestion de la demande. L’estimation supérieure est présentée dans le tableau 11. Selon les calculs, on économise 750 GWh d’ici 2031, ce qui représente un coût d’environ 60 $ par MWh économisé.

Coût en capital plus élevé pour Muskrat Falls et le lien insulaire

Les effets d’une augmentation de 25 % du coût en capital pour Muskrat Falls et le lien insulaire sont illustrés dans ce scénario. Ceci augmente les coûts liés à l’option de l’île interconnectée.

Faible augmentation de la demande

Le scénario selon lequel la croissance de la demande serait faible prévoit une réduction de 50 % de la croissance de la demande annuelle à compter de  2015, une fois que l’exploitation de la centrale de Long Harbour (Vale) aura atteint sa pleine capacité de production.

On présume que la faible croissance de la demande n’aura pas d’effets sur la demande annuelle pour ce qui est des mégawatts. Par conséquent, le moment des ajouts de production n’a pas été révisé. Navigant a fait valoir que, selon le scénario d’une faible croissance de la demande, la demande serait touchée à un point tel qu’il serait peut-être possible de différer ou d’annuler l’installation des turbines à combustion prévues dans les deux cas au cours des dernières années de la période d’analyse, ce qui, dans les deux cas de figure, entraînerait une légère diminution de la valeur cumulative actuelle.

Combinaison des analyses de sensibilité

Navigant a déclaré qu’elle n’avait pas procédé à une combinaison des analyses de sensibilité. Aucune explication n’a été donnée à l’appui de ce choix.

4.1.6. Conclusions de Navigant

Navigant a conclu que la valeur cumulative actuelle donnée pour chaque option d'expansion de la production représente correctement les coûts qui seraient associés au scénario de l’île interconnectée et de l’île isolée. À partir de l’analyse de tous les coûts pertinents présentée ci-dessus, Navigant a conclu que l’avantage préférentiel de 2,2 milliards de dollars de la valeur cumulative actuelle pour la solution de l’île interconnectée est une estimation raisonnable de la différence de coûts anticipés entre chaque option.

4.2. Commentaires de RNCan au sujet de l’analyse des solutions d’approvisionnement réalisée par Navigant

RNCan a été en mesure de faire une vérification sommaire des résultats de la valeur cumulative actuelle qui ont été communiqués, en y ajoutant une série de nouvelles hypothèses. En théorie, à partir du calendrier des investissements, des perspectives relatives à la demande et au prix du pétrole, des taux de chauffage, et des facteurs de capacité, il devrait être possible de calculer la valeur actualisée nette des coûts des différentes options. Nalcor et Navigant ont fourni tous ces renseignements, à l’exception des facteurs de capacité pour chaque centrale[12]. Le facteur de capacité est nécessaire pour calculer la production d’électricité, ainsi que les coûts du carburant nécessaire pour exploiter la centrale.

NRCan a été en mesure de reproduire les résultats à partir d’une estimation raisonnable des facteurs de capacité. On trouvera plus de détails sur la question dans l’annexe 8.1.

L’analyse de Navigant montre (et l’analyse de RNCan le confirme) que, selon les hypothèses formulées pour calculer la croissance de la demande, le prix du pétrole, les coûts d’investissement et d’exploitation, la solution de l’île interconnectée est moins coûteuse que la solution de l’île isolée puisqu’elle a une valeur cumulative actuelle inférieure à cette dernière. L’analyse de sensibilité de Navigant montre également que la solution de l’île interconnectée a une valeur cumulative actuelle inférieure que la solution de l’île isolée, et ce, même selon divers scénarios. Pour des raisons de contraintes de temps et d’insuffisance de données, RNCan n’a pu corroborer ces résultats.

Pour combler cette lacune apparente, RNCan a examiné quels seraient les effets sur les deux options si la croissance de la demande stagnait après la mise en service de la fonderie de Vale. En vertu de ce scénario de croissance nulle, la valeur cumulative actuelle de l’option de l’île isolée isolé est de 800 millions de dollars (en valeur actualisée nette de 2010) moins coûteuse que l’option de l’île interconnectée.

Deux raisons expliquent ce résultat. La première est que si la demande est plus faible, la capacité nécessaire est moindre. Dans le cas de l’île isolée, cela veut dire qu’il n’est pas nécessaire de construire une turbine à combustion entraînant un alternateur – ce qui permet d’économiser sur le capital et les coûts d’exploitation associés à une telle turbine. La seconde raison est que les coûts d’exploitation du système dans son ensemble sont moindre dans le cas de l’île isolée, car la production est directement liée à la combustion de combustibles fossiles —une production moindre signifie moins de carburant, donc une diminution des coûts d’exploitation.

Dans le cas de l’île interconnectée, les coûts d’exploitation sont pour ainsi dire négligeables et le principal coût en capital est déboursé dès le début, lors de la construction de la centrale hydroélectrique et des installations de transport. Selon ce scénario, il n’y a aucune façon de réduire les coûts face à une absence inattendue de croissance de la demande – il s’agirait alors de coûts irrécupérables.

Dans le contexte de cette discussion sur le scénario d’une faible croissance de la demande, il vaut la peine de répéter que l’analyse de la valeur cumulative actuelle met entièrement l’accent sur les coûts marginaux économiques nécessaires pour répondre à la demande de l’île. Ce type d’analyse ne tient pas compte des coûts et des avantages environnementaux. De plus, elle ignore les incidences possibles sur les recettes. Par conséquent, bien que la solution de l’île interconnectée ne puisse efficacement permettre de réduire les coûts si la demande provinciale est faible, elle peut quelque peu apporter une compensation par les recettes des ventes à l’exportation, qui seraient alors susceptibles d’augmenter. Si le concept de la valeur cumulative actuelle ne peut tenir compte de cela, une analyse de la trésorerie du projet serait en mesure de le faire. Dans la section 5 du présent document, on aborde la question de la trésorerie du projet et des recettes provenant des ventes à l’exportation. Les questions environnementales sont traitées dans la section 6.

4.3. Options d'approvisionnement en énergie de la Commission

La Commission a recommandé qu'une analyse indépendante des répercussions économiques, énergétiques et environnementales élargies des solutions d'approvisionnement soit effectuée pour répondre à la question suivante : « Quelle serait la meilleure façon de répondre à la demande intérieure si le projet n’est pas réalisé, y compris la possibilité d’une interconnexion entre le Labrador et l’île de Terre-Neuve au plus tard en 2041 pour avoir accès à la centrale énergétique de Churchill Falls à cette date, ou plus tôt, en fonction de l’énergie disponible pour le rappel ? » La Commission a recommandé que l'analyse des solutions d'approvisionnement aborde les facteurs suivants :

  • pourquoi la solution à moindre coût de Nalcor pour répondre à la demande intérieure jusqu’en 2067 n’inclut-elle pas l’électricité de Churchill Falls, qui serait disponible en grande quantité à partir de 2041, ou toute énergie pouvant être rappelée dépassant les besoins du Labrador avant cette date, en particulier puisque, dans les deux cas, il n’y aurait presque aucun coût de production (en étant conscient qu’il y aurait des coûts de transport);
  • l'utilisation de la centrale énergétique de Gull Island quand et si elle devient accessible, puisque son coût moyen de production est moins élevé que celui de Muskrat Falls;
  • la mesure dans laquelle l’analyse de Nalcor ne s’est intéressée qu’à la technologie et aux systèmes actuels par opposition à l’élaboration d’une nouvelle technologie;
  • un examen des hypothèses de Nalcor concernant le prix du pétrole jusqu’en 2067, puisque l’analyse était particulièrement sensible à cette variable;
  • un examen des estimations de Nalcor concernant la hausse de la demande intérieure (y compris les diverses projections jusqu’en 2027 présentées dans l’EIE (2007, 2008, 2009 et la hausse annuelle de 0,8 pour cent jusqu’en 2067 présentée à l’audience);
  • Les hypothèses et l’analyse de Nalcor concernant les programmes de gestion de la demande (comparer les objectifs prudents de Nalcor avec les objectifs de programmes similaires ailleurs au Canada et dans le monde et examiner les recommandations particulières, notamment l’utilisation de mesures incitatives visant à restreindre le chauffage par plinthes électriques, entre autres par le Centre Hélios);
  • la suggestion du Centre Hélios selon laquelle un parc éolien de 800 MW sur la presqu’île Avalon qui pourvoirait aux besoins intérieurs de façon équivalente à Muskrat Falls pourrait être construit à un coût de 2,5 milliards de dollars, avec des frais d’exploitation annuels de 50 millions de dollars et un coût moyen d’énergie actualisé de 7,5 cents par kilowattheure;
  • si le gaz naturel pouvait être une option moins chère que le pétrole pour Holyrood; le potentiel de sources d’énergie renouvelables sur l’île (éolienne, électrique à petite échelle, marémotrice) pour pourvoir à une partie de la demande de l’Île de Terre-Neuve.

Ces solutions de rechange et les opinions de Navigant/Nalcor sur celles-ci sont décrites et abordées en détail plus loin.

4.3.1. Droit de rappel de courant de Churchill Falls après 2041

La Commission a conclu Nalcor n'avait pas adéquatement étudié la solution de rappel de courant de Churchill Falls, qui sera disponible à compter de 2041, dans son évaluation de la nécessité du projet.

Nalcor a conclu que le rappel de courant de Churchill Falls ne serait pas une solution de rechange viable au projet dans la partie inférieure du fleuve Churchill puisque l'entente avec Hydro-Québec n'arrivera à échéance qu'en 2041. Selon Nalcor, les contribuables de l'île seraient victimes de la volatilité du prix de l'essence et Nalcor serait exposée aux risques de non-conformité sur le plan environnemental jusqu'à cette date.

Nalcor a de plus mentionné qu'il y avait une certaine incertitude quant aux conditions de disponibilité de l'approvisionnement de Churchill Falls, puisque Nalcor n'est pas l'unique actionnaire. Le courant rappelé disponible qui serait visé par ce contrat est actuellement vendu à des tiers. De plus, ce courant est « chargé », ce qui signifie qu'il doit être utilisé et ne peut être retourné. Par conséquent, si ce courant était utilisé pour appuyer d'autres sources d’énergie renouvelable, il serait perdu une fois que les autres sources commenceraient à produire de l’électricité.

Navigant approuve la décision de Nalcor de rejeter le report de la date d'entrée en fonction du lien jusqu'en 2041 et le recours à Churchill Falls comme une option d'approvisionnement de l'île. Les raisons invoquées par Navigant sont le coût croissant des combustibles jusqu'en 2041 ainsi que les coûts d'investissements associés au remplacement précoce de la centrale de Holyrood par des turbines de combustion à cycles combinés en 2017. Navigant estime que ces coûts seront de 1,7 milliard de dollars plus élevés que la solution d'île interconnectée de Nalcor.

Commentaires de RNCan

L'analyse et les conclusions de Navigant sont fondées sur les hypothèses de Nalcor concernant la hausse de la demande intérieure. Ces hypothèses sont conformes à d’autres prévisions de la demande. Cependant, si ces hypothèses de hausse de la demande ne se réalisaient pas, l'option de rappel de courant de Churchill Falls pourrait être moins coûteuse que l'option de Muskrat Falls. Il y aurait toutefois des coûts pour la province si elle devait se passer des revenus qu'elle tire actuellement des 300 MW de courant rappelé de Churchill Falls (voir la section 2.1.2).

4.3.2. Utilisation de l'électricité de Gull Island pour répondre à la demande de l'île de Terre-Neuve

La Commission a suggéré que Gull Island pourrait être une meilleure option que Muskrat Falls. Cette suggestion est fondée sur le fait que le coût unitaire est moins élevé à Gull Island qu'à Muskrat Falls.

Navigant a examiné cette option. On a affirmé que comme les exigences de Terre-Neuve représentaient une proportion beaucoup plus faible de la production de Gull Island et, en l'absence de lien d'exportation confirmé par le Québec ou d'un nouveau fardeau industriel important au Labrador, le rendement financier du projet de Gull Island, si l'énergie était vendue uniquement à l'île, serait beaucoup trop faible. Afin d'offrir le même rendement que celui prévu par Navigant/Nalcor, le prix d'achat de l'énergie de Gull Island devrait être environ 60 % supérieur à celui de l'énergie de Muskrat Falls.

Commentaires de RNCan

Gull Island ne semble pas être une option moins coûteuse pour l'île. L'analyse faite par Navigant de l'option de Gull Island semble raisonnable. Gull Island est une option à moindre coût unitaire que Muskrat Falls. Il s'agit cependant d'un projet beaucoup plus gros et beaucoup plus coûteux. Les arguments en faveur de Gull Island sont donc fondés sur la possibilité de compenser ces coûts en immobilisation élevés par des revenus d'exportation. Cette dépendance envers les revenus d'exportation représenterait un risque additionnel important pour les contribuables. Autrement dit, les contribuables ne pourront profiter du coût unitaire plus bas de Gull Island que si la centrale de Gull Island est en mesure de produire son plein potentiel d'électricité et de le vendre entièrement. Si les prix sont bas ou si l'accès est limité, les contribuables devront payer un prix beaucoup plus élevé.

4.3.3. Combiner les petites centrales hydroélectriques et les autres sources d'énergie renouvelable

La Commission a recommandé que le potentiel des autres sources d'énergie renouvelable de l'île soit examiné, comme les petites éoliennes, les centrales hydroélectriques à petite échelle et les petites centrales marémotrices. Dans cette optique, le Sierra Club Atlantic a proposé que le moratoire de la province sur les centrales hydroélectriques à petite échelle soit levé.

Nalcor et Navigant ont envisagé différentes solutions d'approvisionnement basées sur d'autres formes de production d'énergie renouvelable, y compris les centrales hydroélectriques à petite échelle (au fil de l'eau), les centrales marémotrices, les centrales alimentées à la biomasse et les centrales solaires.

Les centrales marémotrices, solaires et alimentées par la biomasse ont été rejetées par Nalcor comme solutions pour l'approvisionnement en énergie. L'énergie marémotrice a été exclue parce que sa viabilité commerciale n'a pas été démontrée. L'énergie solaire n'est pas considérée comme une source d'approvisionnement adéquate en raison des faibles taux d'ensoleillement à Terre-Neuve et Labrador, causés par la latitude élevée de la province et les conditions nuageuses. L'énergie issue de la biomasse n'a pas été retenue en raison de l'accès limité à la biomasse dans l'industrie forestière existante de Terre-Neuve et Labrador.

Nalcor a conclu que des développements hydroélectriques proposés sur l’île ne permettraient pas à la province de répondre à la demande future d’énergie et qu’il faudrait donc continuer de se fier à la centrale de Holyrood. Nalcor a de plus affirmé que des développements hydroélectriques à petite échelle ne seraient pas équipés de la capacité de stockage nécessaire pour répondre aux fluctuations de la demande d’énergie.

Nalcor prévoit élargir la production d’énergie éolienne dans la province, à titre de source d'appoint aux autres sources d'énergie.

En tenant compte de ces facteurs, Nalcor estime que le coût de la production d'électricité de substitution à petite échelle excéderait le double des coûts de la composante de Muskrat Falls. De plus, une intégration à grande échelle de ces sources ne serait pas techniquement réalisable.

Navigant a conclu que l'exclusion de l'énergie de la biomasse, des vagues, solaire et marémotrice par Nalcor était raisonnable. En ce qui concerne les autres développements hydroélectriques à petite échelle, Navigant a fait référence à une série de propositions soumises en 1992-1993 sur de petits développements hydroélectriques. Le prix par MWh de ces projets est considéré comme suffisamment élevé pour que Navigant détermine que le rejet de cette option par Nalcor était raisonnable. À ce sujet, Navigant a noté que le coût prévu de l'électricité produite par ces petites installations hydroélectriques serait d'environ 20 % plus élevé que le coût de l'électricité éolienne.

Comme nous l'avons mentionné dans la discussion sur les développements éoliens à grande échelle, Navigant estime que la production d'énergie éolienne pourrait être augmentée sur l'île.

Commentaires de RNCan

En ce qui concerne les petits développements hydroélectriques, Nalcor/Navigant a précisé qu'il faudrait éviter les petits développements parce qu'ils sont plus coûteux que l'énergie éolienne. Selon Nalcor, il y a des facteurs qui limitent la production d'énergie éolienne à environ 80 MW. Il semblerait donc raisonnable d'envisager les petits développements hydroélectriques comme une source d'électricité une fois le potentiel éolien atteint.

En ce qui concerne les autres sources potentielles d'énergie renouvelable, s'il est vrai qu'il s'agit de technologies n'ayant pas fait leurs preuves, la période envisagée va jusqu'en 2060. Il est possible que ces technologies deviennent rentables durant cette période. Une stratégie à long terme pour répondre aux besoins en électricité pourrait consister à prendre des mesures intérimaires à court terme tout en élaborant des stratégies pour rechercher des options d'énergie renouvelable plus risquées à moyen terme.

4.3.4. Hypothèses sur le prix du pétrole

La Commission a suggéré que l'analyse indépendante passe en revue les hypothèses sur le prix du pétrole. Navigant a examiné la question et les résultats sont présentés dans la section 4.1.5. Navigant a conclu que dans un scénario où le prix du pétrole est peu élevé, il y a peu de différences de coût entre les deux solutions.

Commentaires de RNCan

Il a été impossible de vérifier les résultats de Navigant puisqu'ils n'ont pas fourni leurs hypothèses sur le prix du pétrole. Il semblerait, selon les calculs approximatifs de RNCan, que le projet est l'option à moindre coût selon diverses hypothèses sur le prix du pétrole.

4.3.5. Examen des estimations de la hausse de la demande intérieure par Nalcor

Selon la Commission, Nalcor a mentionné dans l'EIE que d'ici 2027, il faudrait une capacité additionnelle de génération de 582 MW. Cette projection a été réduite en 2008 à une capacité additionnelle de pointe de 531 MW d'ici 2027. En 2009, la projection a été réduite de nouveau à une capacité additionnelle de 244 MW d'ici 2027.

Comme nous l'avons indiqué ci-dessus, Navigant a passé en revue les projections de la demande pour cette période et estime qu'elles sont raisonnables.

Commentaires de RNCan

La section 3 aborde la question de la hausse de la demande en détail. Le rapport revient sur cette question dans la section 4.4.

4.3.6. Gestion vigoureuse de la demande

Durant le processus de révision publique de la Commission, Helios Corporation et le Sierra Club Atlantic ont proposé la gestion de la demande comme solution de rechange valable pour l'île. Le centre Helios a noté que Terre-Neuve et Labrador consacraient beaucoup moins que les autres provinces à la conservation et à la gestion de la demande et que les autres régions visaient une croissance zéro de la charge. La Commission a recommandé que les hypothèses de Nalcor au sujet de la gestion de la demande soient réévaluées et que des programmes comme l'utilisation de mesures incitatives visant à restreindre le chauffage par plinthes électriques soient examinés.

En se fondant sur une étude effectuée par la société d'experts-conseils Marbek au sujet de la conservation et de la gestion de la demande à Terre-Neuve et Labrador, Nalcor a conclu que la réduction maximale de la consommation d'énergie qui pourrait être réalisée par la gestion de la demande entre 2007 et 2027 est de 12 %. Nalcor affirme que cela ne se traduirait pas par des économies suffisantes pour exclure la nécessité du projet. Selon Nalcor, les consommateurs de Terre-Neuve-et-Labrador n’ont pas acquis beaucoup d’expérience dans la gestion de la conservation et de la demande, et par conséquent, le taux de participation à ces programmes est demeuré faible.

Navigant a indiqué qu'il pourrait y avoir plus de possibilités d'investissement dans la conservation et la gestion de la demande que Nalcor en a présentées dans son aperçu sur le marché de l'électricité. Navigant a également précisé que même si de telles possibilités existent, la conservation et la gestion de la demande ne seraient pas suffisantes pour exclure la nécessité du projet.

Commentaires de RNCan

Il semblerait qu'il y a plus de possibilités d'investissement dans la conservation et la gestion de la demande que Nalcor en a présentées dans son évaluation de la demande. L'utilisation des méthodes de conservation et de gestion de la demande conjointement avec d'autres options pour atténuer les effets du projet est abordée à la section 4.4.

4.3.7. Développement éolien à grande échelle

Un certain nombre de participants au processus de révision de la Commission ont suggéré que Nalcor devrait considérer le développement éolien à grande échelle comme option pour répondre à la demande intérieure. En particulier, la possibilité de développer un parc éolien de 800 MW sur la presqu’île Avalon, située sur l'île, a été notée comme solution de rechange au projet hydroélectrique de Muskrat Falls. On a suggéré qu'un tel projet aurait un coût en capital de moins de 2,5 milliards de dollars, des coûts d’exploitation de 50 millions de dollars et un coût moyen actualisé de 7,5 cents le kWh.

Des sources comme l’Atlas canadien d’énergie éolienne et l'Atlas nord-américain d'énergie éolienne ont été citées et mentionnent que Terre-Neuve-et-Labrador est riche en ressources éoliennes et que la province est en fait l'un des endroits les plus venteux en Amérique du Nord. Selon l'Atlas canadien d'énergie éolienne, des éoliennes pourraient être installées à peu près n'importe où sur l'île et produiraient plus d'énergie que des installations similaires installées au Québec.

Nalcor a précisé qu'elle avait étudié le potentiel des développements éoliens et qu'elle avait conclu que comme le vent est une ressource intermittente, ces développements ne peuvent fournir du courant de façon fiable au besoin. Par conséquent, il faudrait avoir, pour les installations éoliennes, des sources d'alimentation d'appoint plus fiables. Nalcor a mentionné qu’elle prévoyait élargir la production d’énergie éolienne dans la province, à titre de source d'appoint aux sources plus fiables. Cependant, de tels développements ne peuvent être mis à exécution avant que la province ait accès à une puissance de base plus importante qu'à l'heure actuelle.

Navigant admet que Terre-Neuve-et-Labrador dispose de ressources éoliennes abondantes et a proposé que Nalcor envisage l'ajout de 100 MW d'énergie éolienne dans l'île en 2025 et en 2035. Navigant affirme que ces 200 MW additionnels d'énergie éolienne d'ici 2034 pourraient être considérés comme la limite supérieure. Finalement, Navigant a conclu qu'aucune production d'énergie éolienne ne parviendrait à éliminer la nécessité de la capacité garantie offerte par une installation comme Holyrood ou par une centrale thermique de remplacement.

Commentaires de RNCan

Il est largement accepté que pour des taux de pénétration éoliens jusqu'à 10 %, il n'est pas nécessaire de changer la gestion et l'équilibrage des systèmes d'électricité dans un territoire donné. Tout taux de pénétration supérieur à 10 % exige des changements graduels, y compris des capacités de surveillance et d’équilibrages avancés et une capacité de production de réserve additionnelle. Il y a eu un long débat sur la taille de la production de réserve en MW de réserve pour chaque 100 MW de capacité variable, mais le point de vue largement accepté est qu'environ 6 à 8 % serait suffisant (c.-à-d. de 6 à 8 MW de capacité de réserve garantie pour chaque 100 MW de capacité variable).

À cet égard, il est difficile de comprendre l'argument de Nalcor selon lequel le système ne peut soutenir que jusqu'à 80 MW - cela représenterait environ 250 GWh. Comme la production annuelle de l'île devrait atteindre 9 000 GWh lorsque la fonderie Vale entrera en fonction en 2015, les taux de pénétration de 10 % susmentionnés laissent croire qu'un projet éolien de 300 MW produisant environ 900 GWh serait gérable.

Le parc éolien de 800 MW que la Commission a proposé d'examiner ne serait probablement pas réalisable selon l'option de l’île isolée. Une telle puissance équivaut à environ 25 % de l'énergie de l'île. Un tel taux de pénétration de l'énergie éolienne serait sans précédent pour un système isolé, selon l'expérience actuelle. D'autres pays ont connu des taux de pénétration supérieurs à 10 % (p. ex., le Danemark, l'Espagne), mais des conditions précises sur le niveau d'intégration du réseau électrique dans ces pays et la façon dont le réseau électrique est géré dans les pays voisins ont facilité l'intégration. Il ne s’agit donc pas d’une option pour l'île. Cela pourrait être une option selon la solution de l'île interconnectée.

4.3.8. Conversion de la centrale d'Holyrood au gaz naturel

Dans le cadre des séances publiques du processus de révision de la Commission, Grand RiverKeeper Labrador Inc. a mentionné que Nalcor n'avait pas suffisamment envisagé la possibilité de convertir au gaz naturel les installations au pétrole existantes d'Holyrood, gaz qui pourrait provenir de développements extracôtiers. La Commission a recommandé que l'analyse des solutions d'approvisionnement détermine si le gaz naturel serait une option moins coûteuse pour Holyrood que le pétrole.

En réponse à cette suggestion, Nalcor a affirmé que cette solution était hypothétique et qu'aucune analyse de rentabilisation du transport ou du marketing du gaz naturel n'avait été présentée. Par conséquent, Nalcor a affirmé que l'industrie du gaz naturel ne serait probablement pas présente sur l'île dans un avenir prévisible. De plus, Nalcor s'attend à ce que le prix du gaz naturel augmente à l'avenir.

Navigant a examiné cette option et estime que l'argument de Nalcor est raisonnable. Nalcor et Navigant ont toutes deux cité une étude sur les pipelines gaziers de 2001 effectuée par le gouvernement de Terre-Neuve et Labrador. Selon Navigant, cette étude révèle que le taux d'extraction économiquement durable requis pour soutenir un système de transport sous-marin du gaz naturel à Terre-Neuve serait d'environ 700 Gpi3/j (milliards de pieds cubes par jour). Navigant a cité ainsi l'étude :

« La livraison de gaz pour une utilisation interne [provinciale] comme pour la production d'électricité à des fins industrielles, commerciales et résidentielles n'est pas économiquement faisable sans un développement intégré d'un système de livraison vers l'est du Canada et les États-Unis. » [trad.]

Navigant a également mentionné que le gaz naturel liquéfié (GNL) serait un combustible qui pourrait être utilisé sur l'île - une option que la Commission n'a pas suggérée précisément. Navigant a examiné plus particulièrement la faisabilité d'une installation de regazéification de GNL qui alimenterait une turbine de combustion à cycles combinés alimentée au gaz naturel. L'installation de regazéification nécessiterait une capacité d'environ 84 millions de pieds cubes par jour, pour répondre aux périodes de grande demande d'une centrale au gaz naturel. Il s'agirait d'une très petite installation par rapport aux normes - par exemple, l'installation Canaport de GNL au Nouveau-Brunswick a une capacité d'environ 1,2 milliard de pieds cubes par jour.

Navigant a estimé que les coûts d'immobilisation d'une installation de 84 millions de pieds cubes par jour seraient d'environ 1 milliard de dollars. Il y aurait également des coûts associés avec la construction d'une nouvelle centrale alimentée au gaz naturel. Il faut également tenir compte du coût du gaz naturel liquéfié. Selon Navigant, le coût du GNL sera lié au prix mondial du GNL et non au prix nord-américain. De plus, Navigant prévoit que les prix mondiaux du GNL suivront les prix du pétrole brut dans un avenir prévisible. Par conséquent, il y aurait un écart très faible entre les coûts du LNG et les coûts du pétrole que paie déjà Nalcor pour faire fonctionner l'installation de Holyrood et d'autres installations à combustion.

Navigant a conclu qu'il n'y avait donc aucun avantage économique net à utiliser le GNL en raison des coûts d'immobilisation pour les installations de GNL et de la relation à long terme prévue entre le prix mondial du GNL et celui du pétrole brut.

Commentaires de RNCan

L'étude de 2001 sur les pipelines gaziers citée recommandait que la province construise l'infrastructure nécessaire pour transporter le gaz naturel de la zone extracôtière de Terre-Neuve vers l'île, puis relie l'île avec la Nouvelle-Écosse et ses installations de gaz naturel. L'étude conclut que le projet est faisable et pourrait être rentable selon divers scénarios, y compris un scénario crucial où il y aurait un potentiel d'alimentation en gaz naturel suffisant provenant d'autres projets extracôtiers. En raison des coûts actuels et futurs prévus du gaz naturel, il est peu probable que ce projet soit réalisable.

L'industrie utilise le gaz naturel qu'elle produit pour le réinjecter dans le système, afin de maintenir la productivité des projets pétroliers extracôtiers existants et pour produire de l'électricité sur la plate-forme Hibernia. À l'avenir, une portion de ce gaz sera disponible pour d'autres utilisations. Il n'est pas clair en ce moment quand ce gaz sera disponible et quelle serait son utilisation future.

En ce qui concerne le GNL, cette option ne semble pas être moins coûteuse que le projet. Les coûts mondiaux du GNL ne sont certainement pas similaires au coût du gaz naturel en Amérique du Nord. On ne sait pas comment ou si ces prix convergeront et quelle sera leur relation avec les prix du pétrole brut. Dans les conditions actuelles et selon les attentes, les prix du GNL ne devraient pas chuter de façon importante comparativement aux prix prévus du pétrole brut. Par conséquent, l'analyse et les conclusions de Navigant semblent raisonnables.

4.4. Commentaires de RNCan sur les solutions de rechange

Il est peu probable que les solutions proposées par la Commission atténueraient la nécessité du projet. L'analyse de Navigant démontre assez clairement que ces options ne seraient pas suffisantes pour répondre aux besoins futurs prévus à un coût comparable à celui du projet de Muskrat Falls et du lien entre l'île et le Labrador.

Le projet éolien de 800 MW représenterait environ 20 % de la demande en énergie de l'île et semble trop ambitieux pour la solution de l’île isolée. Une proportion aussi élevée a été atteinte uniquement au Danemark, qui a accès à de grandes quantités d'énergie hydroélectrique de soutien. Cela ne serait évidemment pas le cas dans le cas de l’île isolée.

Il semble qu'il y ait encore un faible potentiel d'énergie hydroélectrique non exploité. Cela n'est toutefois pas suffisant, même si on le combine à 300 MW d'énergie éolienne et une meilleure conservation et gestion de la demande, pour produire de l'électricité à coût moindre ou pour répondre à la hausse prévue à long terme de la demande d'électricité.

Il y a quelques préoccupations à souligner en ce qui concerne l'analyse de Navigant/Nalcor. Cette analyse a abordé et traité toutes les options susmentionnées de façon fragmentaire. Elle n'aborde pas les combinaisons des différentes options. Elle n'envisage pas non plus la possibilité d'intégrer une combinaison d'options afin de repousser le projet et ses coûts d'immobilisation élevés.

Dans les scénarios où la demande n'augmente pas après 2020 ou 2030, l'analyse de RNCan révèle que le scénario de l’île isolée serait de 800 millions de dollars (en valeur actualisée nette de 2010) moins coûteux que la solution de l'île interconnectée. Ce montant de 800 millions de dollars représente un risque pour le projet. Il s'agit de valeur actualisée nette des coûts additionnels qui seraient imputés aux consommateurs et aux contribuables selon ce scénario, comparativement à l'option de non-exécution du projet.

Une stratégie visant à atténuer ce risque consisterait à investir plus dans l'énergie éolienne, les petits développements hydroélectriques et la conservation et la gestion de la demande à court terme. Cette stratégie permettrait de repousser les coûts d'immobilisation élevés du projet et laisserait le temps requis à d'autres technologies expérimentales - comme l'énergie solaire et marémotrice - de devenir plus rentables. La décision sur l'exécution du projet pourrait être repoussée jusqu'à ce que la centrale d'Holyrood soit près de la fin de sa vie utile.

D'un autre côté, les risques de cette stratégie seraient que, si la demande augmente tel que prévu, l'installation de Muskrat doive répondre à cette hausse de croissance. Dans ce cas, des sources d'énergie relativement coûteuses devront être utilisées qui, selon l'analyse susmentionnée, ne seraient pas concurrentielles avec Muskrat et qui pourraient exiger un soutien des contribuables.

Il faut noter que cette analyse est axée entièrement sur la meilleure façon de répondre aux besoins futurs en électricité de l'île au moindre coût possible. Cette analyse ne tient pas compte des avantages de relier l'île avec le continent. Voici quelques exemples :

  • Si Muskrat Falls était lié à l'île, il serait possible d'utiliser pleinement le potentiel éolien de l'île puisque les 834 MW de Muskrat serviraient d'énergie d'appoint.
  • Les enjeux environnementaux et de santé associés aux centrales aux combustibles fossiles de l'île ne sont pas examinés dans la présente, ni les avantages potentiels pour la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick d'avoir une autre source d'énergie relativement propre.
  • Les avantages économiques potentiels des ventes à l'exportation ne sont pas un élément examiné dans le cadre de cette analyse.

Nous aborderons certains des enjeux susmentionnés dans les prochaines sections.

5. Analyse du flux de trésorerie du projet

Cette section présente des informations et une analyse du projet d’une perspective d’analyse du flux de trésorerie. L'analyse du flux de trésorerie du projet est une approche normalisée utilisée par les analystes financiers pour évaluer la rentabilité d'un projet. Cette section évaluera et critiquera les travaux faits par Nalcor et Navigant sur ce que l'analyse du flux de trésorerie du projet nous dit au sujet des avantages de ces deux projets. L'analyse de RNCan tient explicitement compte des projets de liens de transmission requis pour transporter l'électricité de Muskrat vers le marché.

Il y a un contexte important pour cette analyse. Dans son rapport, la Commission indique que Nalcor n'a pas justifié le projet en termes économiques ou énergétiques. La Commission a recommandé (4.1) que le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador et Nalcor effectuent une révision distincte du flux de trésorerie prévue des projets Muskrat et Gull Island pour déterminer si chacune de ces composantes offre un avantage net et pour déterminer l'étendue de cet avantage.

Les sections suivantes résument les renseignements fournis par Nalcor et les tentatives de RNCan de reproduire et de peaufiner les résultats de Nalcor à l'aide des hypothèses fournies à la Commission. La tâche était complexe parce que Nalcor n'a pas fourni tous les renseignements nécessaires pour reproduire ces résultats. Il a donc été nécessaire de déconstruire certains renseignements afin de calculer certaines variables clés comme le prix d'exportation présumé, les coûts de transmission au Québec et le prix de valorisation de Muskrat Falls.

5.1. Analyse du flux de trésorerie du projet de Nalcor

Nalcor a affirmé avoir utilisé une méthode de modélisation de l'actualisation des flux de trésorerie qui comprend l'estimation et la projection des flux de trésorerie futurs sur une base annuelle. Les principaux entrants du modèle financier sont des variables propres au projet comme les prix courants, le portefeuille de ventes et les dépenses en immobilisations ainsi que les hypothèses macro-économiques, comme les taux de change, les taux d'intérêt et l'inflation.

Les hypothèses de financement du projet comprenant la structure financière, les conditions de la dette et les taux de rendement cibles des investissements en capital ont été élaborées par Nalcor avec l'aide des experts externes Pricewaterhouse Coopers. Les principaux extrants du modèle comprennent la valeur actuelle nette du projet et le taux de rendement interne. Si la valeur actuelle nette est positive et que le taux de rendement interne excède le taux de rendement cible du capital investi, la possibilité d'investissement devient intéressante, selon Nalcor, à condition que les risques soient considérés comme acceptables et que le capital pour réaliser les investissements soit disponible.

Pour l'analyse des deux projets, Nalcor a présumé un taux d'emprunt de 7,3 % pour une durée de 30 ans et un taux de change de 0.964 dollar américain par dollar canadien.

5.1.1. Muskrat Falls

Le tableau ci-dessous résume les hypothèses de Nalcor pour le projet de Muskrat Falls.

Tableau 12 : Hypothèses sur le flux de trésorerie du projet de Muskrat Falls
Coût des immobilisations : 2,5 milliards $ (en dollars réels de 2010)
Calendrier : Date d'entrée en fonction : 2017 (début de la construction : fin 2011)
Dette/capitaux propres : 59/41
Revenus : Marché intérieur de Terre-Neuve et Labrador, marchés de la Nouvelle-Écosse, du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Angleterre
Accès au marché : par le lien de transmission entre le Labrador et l’île, le lien de transmission vers les Maritimes, le système de transmission NSPI/Emera et leurs droits respectifs
Énergie vendue : Production moyenne de Muskrat Falls : 4,9 TWh/année

Source : Réponse de Nalcor à la demande d'information de la Commission, le 21 mars 2011

Tableau 13 : Portefeuille de Muskrat Falls

 

2017 2020 2030 2040
Volumes du marché vers T.-N.-L. et exportation (GWh) 3 713 3 729 3 843 3 900
Prix moyen ($/MWh) 72 86 111 133

Source : Réponse de Nalcor à la demande d'information de la Commission, le 21 mars 2011

Selon les hypothèses susmentionnées, Nalcor a estimé le rendement du capital investi pour Muskrat Falls à 9,2 %. Comme une partie de l'énergie produite par Muskrat Falls est destinée aux ventes internes, le rendement est conforme à la politique de la province de fournir de l'électricité à faible coût à l’île tout en assurant un rendement raisonnable pour les producteurs, et est légèrement supérieur au rendement de 2011 sur le capital investi du Public Utility Board pour les actifs réglementés qui était de 8,38 %.

La Commission a demandé à Nalcor d'envisager différents tests de sensibilité. Le premier test comprend une augmentation combinée de 10 % des coûts d'immobilisations et aucune vente à l'exportation. Nalcor estime que ce scénario est irréaliste puisque Emera s'est engagé à fournir 330 MW d'accès garanti aux installations de transport d'électricité du lien de transmission vers les Maritimes et au-delà, vers les marchés de la Nouvelle-Angleterre. Nonobstant son opinion sur le manque de réalisme de ce scénario, Nalcor a fait le test et a calculé que le rendement du capital investi serait de 6,8 %.

La deuxième analyse de sensibilité demandée par la Commission portait sur une augmentation de 10 % des coûts d'immobilisations et une hypothèse selon laquelle seule la moitié des ventes à l'exportation seraient réalisées. Nalcor était également préoccupée par le réalisme de ce scénario. Ils ont toutefois conclu que selon ce scénario, le rendement sur le capital investi du projet serait de 7,5 %.

5.1.2. Gull Island

Le tableau ci-dessous résume les hypothèses sur le projet de Gull Island utilisées par Nalcor dans son analyse et son rapport à la Commission.

Tableau 14 : Hypothèses sur le flux de trésorerie du projet de Gull Island
Coût des immobilisations : 3,9 milliards $ (en dollars réels de 2010)
Calendrier : Date d’entrée en fonction : 2021 (début de la construction : 2014)
Dette/capitaux propres : 70/30
Revenus : Portefeuille des marchés du Nouveau-Brunswick, de l'Ontario, de la Nouvelle-Angleterre et de New York.
Moyenne pondérée des prix courants Prévision de PIRA
Accès au marché : par HQT, incluant le TART et les coûts de mise à jour[13]
Énergie vendue : Production moyenne de Gull Island : 11,8 TWh/année

Source : Réponse de Nalcor à la demande d'information de la Commission, le 21 mars 2011

Tableau 15 : Portefeuille de Gull Island
  2021 2030 2040
Volumes du marché vers T.-N.-L. et exportation (GWh) 10 950 10 950 10 950
Prix moyen ($/MWh) 94 124 151

Source : Réponse de Nalcor à la demande d'information de la Commission, le 21 mars 2011

Selon les hypothèses susmentionnées, Nalcor a estimé le rendement du capital investi pour Gull Island à 12,6 %, ce qui excède le taux cible de 12 % de rendement sur le capital investi fixé par Nalcor pour Gull Island.

La Commission a demandé à Nalcor d'envisager un scénario où les coûts d’immobilisations augmentaient de 10 %, les volumes de vente diminuaient de 20 % et les prix baissaient de 10 %. Nalcor a mentionné que ce scénario n'était pas réaliste. Nalcor a mentionné que la réduction de 20 % du volume des ventes était irréaliste en raison de la stratégie de Nalcor de garantir l'accès au marché. Selon Nalcor, cette question serait abordée dans le processus de décision menant à l’approbation du projet et une décision d'aller de l'avant avec le projet de Gull Island « ne serait prise qu'à la fin de cet examen. »[14] Nonobstant son opinion sur le manque de réalisme de ce scénario, Nalcor a fait le test et a calculé que le rendement du capital investi tomberait à 6,2 %.

5.2. Commentaires sur l'analyse du flux de trésorerie de Nalcor

RNCan n'a pas été en mesure de reproduire immédiatement le taux de rendement interne des deux projets à l'aide des hypothèses fournies à la Commission par Nalcor. Si les coûts et les prix susmentionnés avaient été utilisés, le taux de rendement interne serait beaucoup plus élevé que celui calculé par Nalcor. Il semble que le prix moyen du portefeuille mentionné ci-dessus est le prix de vente au détail moyen dans les marchés cibles et par conséquent, il comprend les droits de transport et les pertes de transmission. Nalcor n'a pas fourni les estimations des droits ou des pertes.

Un autre facteur important qui est implicite dans l'analyse est le volume annuel de ventes projeté. Le volume de vente mentionné comprend probablement des hypothèses sur les facteurs de capacité, qui n'ont pas été signalés explicitement. De plus, dans le cas du projet de Muskrat, Nalcor a rapporté des volumes qui étaient considérablement inférieurs au potentiel, même si l'on tient compte d'un facteur de capacité raisonnable. On a présumé qu'on avait soustrait des volumes rapportés les volumes d'exportation promis à Emera en échange de la construction par Emera du lien de transmission vers les Maritimes.

5.3. Analyse du flux de trésorerie du projet par RNCan

Tel que mentionné ci-dessus, l'analyse de Nalcor ne tient pas explicitement compte des coûts du lien de transmission entre l'île et le Labrador ou du lien de transmission vers les Maritimes. Les avantages économiques du projet Muskrat en particulier dépendent des coûts du transport de l'électricité vers les marchés par ces systèmes de transmission.

Différentes approches peuvent être utilisées afin de tenir compte de ces coûts. Une approche pourrait consister à inclure explicitement les coûts et les hypothèses contenus dans l'entente entre Nalcor et Emera au sujet du partage des coûts des projets de transmission. Le problème avec cette approche est que l'analyse devient une évaluation d'une entente donnée - qui gagne et qui perd selon certaines hypothèses - plutôt qu'une analyse économique indépendante des projets de Gull Island et de Muskrat Falls eux-mêmes. Cette approche n'a donc pas été adoptée dans ce cas.

Une autre approche, qui a été adoptée dans ce cas, consiste à traiter les liens de transmission entre l'île et le Labrador et vers les Maritimes comme deux projets distincts qui offrent un service et qui doivent avoir un rendement sur le capital investi raisonnable. Selon cette approche, il est possible de calculer un droit moyen par MWh d'électricité transmise par les lignes de transmission suffisant pour obtenir ce rendement. Cette approche permet d'éliminer tout avantage économique ou coût implicite associé aux liens de transmission qui pourraient être inclus dans les hypothèses de Nalcor sur les prix et les volumes.

5.3.1. Hypothèses clés

Dans l'analyse de RNCan, on présume que chaque lien de transmission impose un droit suffisant sur l'électricité transportée pour obtenir un rendement sur le capital investi de 8 %. Cela est légèrement inférieur au rendement que Navigant considère raisonnable pour le projet de Muskrat Falls dans le contexte d'un contrat d'approvisionnement de l'île d’une durée de 50 ans.

Afin de calculer les taux de rendement du projet, il faut établir des hypothèses au sujet des ventes et des prix. Nalcor a fourni des renseignements sur les volumes estimatifs de Muskrat et le prix de valorisation correspondant pour les consommateurs de l'île. Elle a également fourni des renseignements sur les ventes totales de Muskrat et le prix de vente au détail moyen.

À l'aide de ces renseignements, il a été possible de calculer les ventes présumées de Muskrat par les deux liens de transmission. Il a également été possible d'estimer les volumes d'exportation de Muskrat. Dans le cas des prix d'exportation, on a présumé qu'une portion des exportations était destinée à des ventes garanties à la Nouvelle-Écosse au même prix que l'électricité livrée sur l'île. Dans le cas des autres exportations, le prix annuel moyen d'exportation de 2010 du Québec en dollars indexés a été utilisé comme approximation.

En ce qui concerne les ventes garanties à la Nouvelle-Écosse et le prix de l'électricité livrée dans l'île, ces prix sembleront élevés par rapport aux taux moyens payés par les contribuables de Terre-Neuve et de la Nouvelle-Écosse. Ces prix à la livraison élevés ne se traduisent pas nécessairement par des tarifs de l'électricité substantiellement plus élevés pour les consommateurs en raison de la façon dont les tarifs de l'électricité sont fixés. Les organismes de réglementation établissent les tarifs en fonction des coûts généraux du système. Les coûts du projet Muskrat seront intégrés à tous les autres coûts et les tarifs d'électricité seront établis en fonction des coûts totaux du système. Le prix global du système n'a pas été calculé, mais on s’attend à ce qu’il soit inférieur aux prix à la livraison associés à la production de Muskrat Falls.

Il y a quelques contraintes importantes dans le système qui auront des répercussions sur l'analyse. Tout d'abord, comme il a été mentionné plus tôt, la production de Gull Island est destinée à l'exportation par le système du Québec. Cela signifie que la production de Gull Island n'est pas destinée à l'approvisionnement interne de l'île ou à la vente par le lien de transmission vers les Maritimes. Cependant, l'électricité produite par Churchill Falls pourrait être disponible et on a présumé, dans le cadre de cette analyse, qu'elle pourrait être vendue à l'île ou exportée par les liens de transmission.

Deux autres contraintes importantes sont les capacités respectives du lien de transmission entre le Labrador et l'île (900 MW) et du lien de transmission vers les Maritimes (500 MW). Ces capacités signifient qu'elles pourront transporter (si l'on présume que le facteur de charge est de 65 %), environ 7 000 GWh par année et 4 000 GWh par année respectivement. Notez que Muskrat Falls devrait fournir 4 900 GWh en moyenne sur la période prévue, ce qui laisse un maximum de 2 100 GWh de charge additionnelle de Churchill Falls. Ces contraintes de capacité ont des répercussions sur la capacité du projet à répondre à la demande prévue de l'île et à fournir suffisamment d'électricité pour rentabiliser le lien de transmission vers les Maritimes.

5.3.2. Principales conclusions

La section suivante présente les résultats de l'analyse du flux de trésorerie des projets de Muskrat Falls et de Gull Island respectivement. Plus de détails sur les hypothèses propres aux projets et sur les calculs sont présentés à l'annexe 9.2.

Principales conclusions - Muskrat Falls

Le projet de Muskrat Falls est principalement conçu pour répondre aux besoins futurs anticipés de l'île. Cependant, des volumes excédentaires sont disponibles pour l'exportation par le lien de transmission vers les Maritimes.

  1. Muskrat Falls procure un rendement sur le capital investi de 6 à 9 % - ce taux de rendement est conforme à la politique de la province de fournir de l'électricité à faible coût à l’île tout en assurant un rendement raisonnable pour les producteurs, et se rapproche du rendement de 2011 sur le capital investi du Public Utility Board pour les actifs réglementés qui était de 8,38 %.
  2. Le prix à la livraison pour les consommateurs de l’île (c.-à-d. le prix incluant les droits estimés pour le lien entre le Labrador et l'île) est estimé à 107 $ de 2010/MWh. Comme nous l'avons déjà mentionné, il ne faut pas confondre ce prix avec les taux que paient présentement les consommateurs de l'île.
  3. Ce taux de rendement est fondé sur un prix moyen à la livraison en Nouvelle-Écosse d’environ 68 $ de 2010/MWh, ce qui comprend la portion des ventes à prix garanti au prix payé par les consommateurs de l'île et le reste à un prix conforme au prix moyen des exportations du Québec au cours des dernières années (constant en valeur réelle).
  4. D'ici 2048, Muskrat ne pourra plus à la fois répondre à la demande intérieure et fournir 950 GWh par année (moins les pertes de transmission) à la Nouvelle-Écosse, tel que convenu; on présume que d'autres sources d'électricité seront trouvées pour répondre aux besoins internes jusqu'à l'échéance de l'entente avec la Nouvelle-Écosse en 2051.
  5. En 2052, on présume que toute la production de Muskrat servira à répondre aux besoins intérieurs.[15]
  6. L'analyse a également évalué un scénario de faible hausse de la demande, où la demande de l’île cesse d'augmenter en 2030. Selon ce scénario, la capacité excédentaire de Muskrat serait vendue par les liens de transmission. Cependant, on présume que les ventes à l'exportation seront moins rentables que les ventes à l'île et par conséquent, le taux de rendement sur le capital investi tombe à 6 %.

Principales conclusions - Gull Island

Nalcor a mentionné que le taux de rendement sur le capital investi visé pour Gull Island est de 12 %. L'analyse de RNCan corrobore cette cible selon certains scénarios. L'analyse du projet de Gull Island est plus simple que celle de Muskrat Falls, puisque tous les volumes produits à Gull Island sont destinés à l'exportation par la province via le Québec.

  1. Gull Island procure un rendement sur le capital investi variant entre 7 et 14 % en fonction d'un prix moyen d'exportation estimatif entre 65 $ de 2010/MWh et 83 $ de 2010/MWh, des pertes de transmission de 5 % et un droit moyen de transmission incluant les coûts d'amélioration du système de transmission par le Québec de 40 $ de 2010/MWh.
  2. Cette plage de prix est conforme aux récents prix d'exportation (depuis 10 ans) pour les ventes d'électricité du Québec aux États-Unis. Le prix moyen à l'exportation de 2010 était plus près de la limite inférieure de la plage à 54 $/MWh[16], alors que le prix pour 2005 était plus proche de la limite supérieure de la plage à 93 $/MWh.
  3. Le droit moyen (40 $ de 2010/MWh) a été imputé par RNCan selon les chiffres fournis par Nalcor à la Commission. Les coûts de déplacement de l'électricité de Gull Island par le système québécois vers l'Ontario, le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Angleterre devraient être plus élevés que le droit moyen actuel de 15 $/MWh puisque le système devra être modernisé.
  4. Les taux de rendement projetés sur le capital investi sont fondés sur le fait qu'une moyenne de 10 950 GWh pourrait être transportée par le système québécois vers les marchés hors Québec au moment où le Québec devrait également augmenter ses exportations vers les mêmes marchés.
  5. Si Nalcor peut accéder au système du Québec aux coûts présumés par Nalcor, cette analyse révèle que la limite supérieure de prix excéderait le taux de rendement cible de 12 % pour Gull Island. À l'extrémité inférieure de la plage de prix, ce projet ne permettrait pas d'atteindre la cible fixée par Nalcor.

6. Impacts environnementaux

Pour compléter l'analyse économique de RNCan, Environnement Canada a effectué une évaluation des biens et services écologiques associés aux impacts prévus du projet. Le projet devrait générer des avantages environnementaux et économiques en réduisant les émissions de gaz à effet de serre et de polluants atmosphériques des sources d'électricité alimentées par des combustibles fossiles. Le projet est destiné à remplacer la centrale thermique de 490 MW alimentée au mazout lourd d'Holyrood et à répondre à la croissance future de la demande en électricité de la province. Si l'on se base sur les estimations de Nalcor, la réduction globale des émissions de gaz à effet de serre sera entre 160 et 520 millions de tonnes pendant les 50 années d'exploitation. Le projet devrait également entraîner des réductions des oxydes de soufre, des oxydes d'azote, des matières particulaires et du mercure. Les réductions réelles dépendront de la source d'électricité remplacée.

7. Conclusion

Cette analyse économique a été effectuée afin d'éclairer le processus de prise de décisions en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale. Le principal enjeu économique examiné par ce rapport consiste à déterminer quelle option, du projet intégral ou des composantes de Muskrat Falls ou de Gull Island individuellement, présente un avantage économique tout en étant l'option la moins coûteuse pour alimenter en électricité l'île de Terre-Neuve.

Le rapport examine les deux solutions de rechange pour alimenter l'île en électricité, soit l'option de l'île interconnectée (c.-à-d. Muskrat Falls et le lien de transmission entre le Labrador et l'île) et l'option de l’île isolée (l'option de non-exécution du projet). Selon les hypothèses de Nalcor au sujet de la hausse de la demande, des prix du pétrole, des coûts d'investissement et d'exploitation, la solution de Muskrat Falls est moins coûteuse que la solution de l’île isolée. Il a été déterminé que les hypothèses sonnt raisonnables et que les projections de la demande sont conformes à d’autres prévisions récentes.

Selon la plupart des analyses de sensibilité, on a déterminé que le projet était l'option la moins coûteuse, sauf selon le scénario de faible hausse de la demande, auquel cas le droit de rappel de courant de Churchill Falls ou une combinaison d'énergie éolienne étendue, de petits projets hydroélectriques, de conservation et de gestion de la demande et de centrales à combustibles fossiles serait l'option la moins coûteuse.

Cette analyse vise à déterminer quelle option, du projet intégral ou des composantes de Muskrat Falls ou de Gull Island individuellement, présente un avantage économique pour Terre-Neuve et Labrador.

Selon l'analyse de RNCan, les taux de rendement sur le capital investi pour les options de Muskrat Falls et de Gull Island seraient de 6 à 9 % et de 7 à 14 % respectivement. Le rendement de Muskrat Falls est conforme à la politique de la province de fournir de l'électricité à faible coût à l’île tout en assurant un rendement raisonnable pour les producteurs, et se rapproche du rendement de 2011 sur le capital investi du Public Utility Board pour les actifs réglementés qui était de 8,38 %. En ce qui concerne Gull Island, si Nalcor peut accéder au système de transmission du Québec aux coûts présumés par Nalcor, cette analyse révèle que la limite supérieure de prix pour Gull Island excéderait le taux de rendement cible de 12 %. À l'extrémité inférieure de la plage de prix, ce projet ne permettrait pas d'atteindre la cible fixée par Nalcor.

Il est important de reconnaître la portée limitée de cette analyse comparativement aux répercussions plus vastes du projet sur la partie inférieure du fleuve Churchill. Cette analyse et les conclusions sont axées principalement sur les aspects économiques du projet et sur sa capacité à répondre aux besoins de l'île au plus faible coût possible tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre à Terre-Neuve et Labrador. Cependant, le projet peut également être perçu comme ayant une importance nationale. Le projet permettra d'augmenter la quantité d'énergie propre dans notre portefeuille national et permettra de remplacer l'électricité produite par la combustion de combustibles fossiles, comme la combustion de charbon en Nouvelle-Écosse. Le fait de relier l'île de Terre-Neuve au réseau nord-américain crée des avantages qui ne peuvent être aisément saisis par une analyse du moindre coût ou du rendement sur le capital investi. Si le rapport a abordé quelques-uns de ces avantages, les avantages les plus importants ne peuvent aisément être monétisés et sont par conséquent hors de la portée de ce rapport.

8. Annexe

8.1. Analyse par RNCan des options d'approvisionnement de l'île

Hypothèses utilisées dans tous les scénarios

  • Navigant n'a fourni aucun renseignement sur l'élimination progressive des sources d'électricité existantes. On a par conséquent fait les hypothèses suivantes :
    • Selon l'option de l’île isolée, ces sources sont remplacées à la fin de leur vie économique.
    • Selon l'option d'île interconnectée, ces sources ne sont pas remplacées à la fin de leur vie économique (parce que Muskrat fournit suffisamment d'énergie). Autrement dit, tous les projets de génération thermique, les projets éoliens Fermeuse et St. Lawrence ne seront pas remplacés.
  • Sources d’énergie non transférable : Pour les centrales Star Lake et Exploits, on présume un facteur de capacité historique de 13 %. La centrale de Corner Brook Pulp and Paper transfère toute sa capacité de production au réseau.
  • On prévoit une hausse de la demande de 2,5 % par année entre 2012 et 2016 pour répondre aux besoins en électricité de la fonderie Vale.
  • Sauf indication contraire, la hausse de la demande entre 2016 et 2067 est de 0,64 % par année (c'est la hausse prévue par Nalcor).
  • Pour les calculs de la valeur actualisée nette, un facteur de réduction de 8 % a été utilisé.

Scénario 1 : Atteindre la valeur cumulative actuelle à l'aide des estimations de facteurs de capacité

  • Les facteurs de capacité ont été rajustés pour répondre à la demande croissante et pour atteindre une valeur cumulative actuelle proche de celle mentionnée dans le document de Navigant.
  • Après 2030, une capacité additionnelle a été ajoutée pour répondre à la demande :
    • Île isolée :
      • Remplacement d'Holyrood : 3 turbines de combustion à cycles combinés de 170 MW chacune sont construites en 2033.
      • une centrale de génération thermique de 50 MW est ajoutée en 2060
    • Île interconnectée :
      • Turbine de combustion à cycles combinés de 170 MW est ajoutée en 2039.

Scénario 2 : La demande demeure stable après la construction de la fonderie Vale. La demande atteint un sommet de 8,6 TWh/année en 2015 et demeure stable jusqu'en 2067.

Île isolée :

  • Projets non inclus :
    • Centrale thermique : Turbine de combustion à cycles combinés de 170 MW.
  • Les facteurs de capacité de RNCan ont été utilisés à l'exception de...
    • la capacité de Holyrood qui commence à 40 % et diminue à mesure que la centrale approche la fin de sa vie utile. La demande croissante causée par la fonderie Vale est comblée par une augmentation de la production des petits projets hydroélectriques sur l'île.
  • Il y a un surplus d'énergie durant toute la période visée par les prévisions (2010-2067).
  • Valeur cumulative actuelle : 5,18 milliards $.

Île interconnectée :

  • Le facteur de capacité de la centrale Holyrood est à 48 %, mais diminue jusqu'à sa fermeture et à son remplacement par Muskrat en 2017.
  • Valeur cumulative actuelle : 6 milliards $
Type de source Nom du projet Valeur actualisée nette- Dépenses en immobilisation (millions $) Valeur actualisée nette - dépenses d'exploitation (millions $) MW Début - Fin de la production Facteur de capacité (FC) (%) Taux de croissance annuel du FC (%)
Projets hydroélectriques Étangs de l'île 118 5 36 2016-2067 67 -
Round Pond 65 3 18 2021-2067 67 -
Portland Creek 52 4   2019-2067 67 -
Projets
éoliens
Fermeuse (remplacement) 19 - 27 2009-2067 23 -
St. Lawrence (remplacement) 20 - 27 2008-2067 23 -
Projet 1 59 9 25 2014-2033 23 1,1
Projet 2 70 8 50 2029-2048 23 1,1
Centrale thermique Greenfield Unité 1 Turbine de combustion à cycles combinés 124 1 010 170 2023-2052 40 1,1
Remplacement d'Holyrood : 3 Turbines de combustion à cycles combinés 149 2 875 510 2034-2067 70 1,1, FC limité à 90 %
Greenfield - centrale 1 26 151 50 2025-2049 20 1,1
Greenfield - centrale 2 22 129 50 2028-2052 20 1,1
Greenfield centrale 3 2 3 33 50 2061- 85 1,1, FC limité à 90 %
Projets
existants
Holyrood unités 1,2,3 452 3 3 113 466 - 2033 34 2010 – 2021 : taux de déclin 0,5 % 2022 – fermeture : taux de déclin de 2 %
Centrale Hardwoods - 173 55 - 2022 13 1,1
Centrale de Stephenville - 195 55 - 2024 13 1,1
Dépenses en immobilisation totales Valeur cumulative actuelle de 8,9 milliards $

Notes :

  1. Les dépenses d'exploitation comprennent les coûts du combustible, le cas échéant.
  2. La centrale 3 de Greenfield permet de répondre à la demande après 2030 (non fournie par Navigant).
  3. Les dépenses en immobilisation d'Holyrood comprennent l'ajout de dépoussiéreurs électriques, d'épurateurs et de brûleurs NOX. 2015-2017
  Type de source Nom du projet Valeur actualisée nette- Dépenses en immobilisation (millions $) Valeur actualisée nette - dépenses d'exploitation1 (millions $) MW Début - Fin de la production Facteur de capacité (FC) (%) Taux de croissance annuel du FC (%)
Projets hydroélectriques – Muskrat Falls Muskrat Falls 2 0512 116 824 2017-2067 67 -
Lien Labrador – île de Terre-Neuve 1 4732 127 2017-2067
Centrale thermique Centrale Greenfield 48 167 50 2015-2039 13 1,1
Greenfield - centrale 3 47 610 170 2040-2067 65 1,1
Projets existants Holyrood unités 1,2,3 - 1 647 466 - 2021, en attente après 2017 48 Déclin de 3 % jusqu'à la fermeture (2021)
Centrale Hardwoods - 173 55 - 2022 13 1,1
Centrale de Stephenville - 195 55 - 2024 13 1,1
Dépenses en immobilisation totales Valeur cumulative actuelle de 6,7 milliards $

Notes :

  1. Les dépenses d'exploitation comprennent les coûts du combustible, le cas échéant.
  2. Rapport dette/capitaux propres de 59/41. Taux d'intérêt de la dette : 8,8 % pour la durée du prêt de 30 ans.
  3. La turbine de combustion à cycles combinés de Greenfield doit servir à répondre à la demande après 2030 (non fournie par Navigant).

8.2. Analyse de RNCan des projets de Muskrat et de Gull Island

Muskrat - Scénario de référence

Taux de rendement interne : 7,4 %
Coûts en capital (2013-2016) : 2,9 milliards $

  2017 2020 2030 2040 2060 2067
Volumes de Muskrat (GWh)
Volumes internes de Muskrat (Navigant) 1 900 2 044 2 606 3 322 4 900 4 900
Volumes d’exportation sans les volumes accordés à Emera (Navigant) 1 813 1 685 1 237 578 0 0
Volumes accordés à Emera par Muskrat 950 950 950 950 0 0
Volume d’exportations total de Muskrat 2 763 2 635 2 187 1 528 0 0
Volume total de Muskrat 4 663 4 679 4 793 4 850 4 900 4 900
Liens de transmission
Capacité restante du lien Labrador-île après Muskrat 2 433 2 417 2 303 2 246 2 196 2 196
Capacité restante du lien vers les Maritimes après Muskrat 1 179 1 307 1 755 2 414 3 942 3 942
Ventes internes (moins les pertes en ligne) 1 805 1 941 2 475 3 156 4 655 4 655
Ventes à l’exportation d’Emera (moins les pertes en ligne) 874 874 874 874 0 0
Ventes à l’exportation restantes (moins les pertes en
ligne)
1 668 1 551 1 138 532 0 0
Hypothèses sur les prix ($/MWh)
Prix de valorisation interne de Muskrat Falls (Navigant, p. 51) 87 93 113 138 205 235
Droits du lien de transmission Labrador-île 34 36 43 53 79 90
Prix interne de l’énergie livrée – Muskrat 123 130 159 193 287 330
Prix de l’énergie livrée garantie des volumes d’Emera 123 130 159 193 287 330
 Prix à l’exportation présumé de l’énergie autre que celle réservée à Emera 75 79 97 118 175 201
 Droit du lien de transmission vers les Maritimes 71 75 91 111 166 190
Revenus de valorisation totaux ($)
Coûts de développement de Muskrat ($)
101 301 613 124 958 813 233 210 786 414 947 500 952 230 013 1 093 812 968
Dépenses en immobilisation 0 0 0 0 0 0
Remboursement du prêt de Muskrat
Remboursement du capital 128 872 159 205 322 073 651 555 2 666 524 4 366 602
Paiement des intérêts 123 546 682 123 516 349 123 353 481 123 023 999 121 009 029 119 308 952
Dépenses d’exploitation 14 000 000 14 856 912 18 110 493 22 076 590 32 804 651 37 682 232
Flux net de trésorerie -36 373 941 -13 573 653 91 424 739 269 195 356 795 749 808 932 455 182

Muskrat - Scénario de faible croissance de la demande

Taux de rendement interne : 5,8 %
Coûts en capital (2013-2016) : 2,9 milliards $

  2017 2020 2030 2040 2060 2067
Volumes de Muskrat (GWh)
Volumes internes de Muskrat (Navigant) 1 900 2 044 2 606 2 606 2 606 2 606
Volumes d’exportation sans les volumes accordés à Emera (Navigant) 1 813 1 685 1 237 1 237 1 237 1 237
Volumes accordés à Emera par Muskrat 950 950 950 950 0 0
Volume d’exportation total de Muskrat 2 763 2 635 2 187 2 187 1 237 1 237
Volume total de Muskrat 4 663 4 679 4 793 4 793 3 843 3 843
Liens de transmission

Capacité restante du lien Labrador-île après Muskrat

2 433

2 417

2 303

2 303

3 253

3 253

Capacité restante du lien vers les Maritimes après
Muskart
1 179 1 307 1 755 1 755 2 705 2 705
Ventes internes (moins les pertes en ligne) 1 805 1 941 2 475 2 475 2 475 2 475
 Ventes à l’exportation d’Emera (moins les pertes en
 ligne)
874 874 874 874 0 0
 Ventes à l’exportation restantes (moins les pertes en
 ligne)
1 668 1 551 1 138 1 138 1 138 1 138
Hypothèses sur les prix ($/MWh)
Prix de valorisation interne de Muskrat Falls
(Navigant, p. 51)
87 93 113 138 205 235
Droits du lien de transmission Labrador-île 34 37 45 54 81 93
Prix interne de l’énergie livrée – Muskrat 124 131 160 195 290 333
Prix de l’énergie livrée garantie des volumes d’Emera 124 131 160 195 290 333
Prix à l’exportation présumé de l’énergie autre que
celle réservée à Emera
75 79 97 118 175 201
Droit du lien de transmission vers les Maritimes 61 65 79 97 144 165
Revenus de valorisation totaux ($)
Coûts de développement de Muskrat ($)
125 104 390 149 090 523 257 801 639 314 258 760 427 408 334 490 957 827
 Dépenses en immobilisation 0 0 0 0 0 0
Remboursement du prêt de Muskrat
Remboursement du capital 128 872 159 205 322 073 651 555 2 666 524 4 366 602
Paiement des intérêts 123 546 682 123 516 349 123 353 481 123 023 999 121 009 029 119 308 952
 Dépenses d’exploitation 14 0004 000 144 8564 912 184 1104 493 224 0764 590 324 8044 651 374 6824 232
Flux net de trésorerie -12 571 164 10 558 057 116 015 593 168 506 616 270 928 129 329 600 041

Gull Island – Scénario de prix élevé

Taux de rendement interne : 12,9 %
Coûts en capital (2017-2020) : 4,9 milliards $
Le calendrier de remboursement du prêt reflète la durée de vie économique du projet, qu'on estime à 100 ans pour ce calcul. Le droit est calculé selon la réponse donnée par Nalcor à la demande d'information de la Commission le 21 mars 2011.

  2021 2030 2040 2060 2067
Gull Island - 2250 MW
Volumes destinés au marché (GWh) (Nalcor) 10 950 10 950 10 950 10 950 10 950
Volumes moins 5 % de pertes en ligne 10 403 10 403 10 403 10 403 10 403
Prix moyen présumé du portefeuille ($/MWh) 94 124 151 224 258
Droits 50 59 72 108 124
Prix de valorisation 44 65 79 117 134
Revenu brut 460 483 771 671 631 822 817 099 792 1 214 167 308 1 394 696 585
Dépenses en immobilisations - Coûts de développement 0 0 0 0 0
Remboursement du prêt
Remboursement du capital 262 010 493 987 999 339 4 089 848 6 697 384
Paiement des intérêts 251 183 749 250 951 772 250 446 420 247 355 911 244 748 375
Dépenses d’exploitation 15 154 050 18 110 493 22 076 590 32 804 651 37 682 232
Flux net de trésorerie 193 883 962 402 075 570 543 577 443 929 916 898 1 105 568 594

Gull Island - Scénario de faible prix

Taux de rendement interne : 6,5 %
Coûts en capital (2017-2020) : 4,9 milliards $

  2021 2030 2040 2060 2067
Gull Island - 2250 MW
Volumes destinés au marché (GWh) (Nalcor) 10 950 10 950 10 950 10 950 10 950
Volumes moins 5 % de pertes en ligne 10 403 10 403 10 403 10 403 10 403
Prix moyen présumé du portefeuille ($/MWh) 81 97 118 175 201
Droits 50 59 72 108 124
Prix de valorisation 31 37 45 67 77
Revenu brut 323 366 843 386 453 311 471 084 430 700 006 682   804 087 643
Dépenses en immobilisations - Coûts de développement 0 0 0 0 0
Remboursement du prêt
Remboursement du capital 262 010 493 987 999 339 4 089 848 6 697 384
Paiement des intérêts 251 183 749 250 951 772 250 446 420 247 355 911 244 748 375
Dépenses d’exploitation 15 154 050 18 110 493 22 076 590 32 804 651 37 682 232
Flux net de trésorerie 56 767 034 116 897 059 197 562 081 415 756 272 514 959 651

8.3. Définition des termes

  1. Charge de base (ou demande d'énergie de base) : Quantité minimale d'énergie qu'une société de services publics ou une entreprise de distribution doit offrir à ses clients.
  2. Facteur de capacité : Le rapport entre la quantité réelle d'énergie produite durant une période donnée et la quantité maximale possible.
  3. Cogénération : La production simultanée d'électricité et d'énergie thermique utile (p. ex., de la vapeur) dans un seul processus et par la même source. Les types de systèmes ou d'unités de cogénération comprennent les turbines à vapeur à condensation, les turbines à gaz à cycles combinés, etc.
  4. Production d'électricité : Le processus de production d'énergie électrique à partir d'autres formes d'énergie comme le gaz naturel, le vent, l'eau, etc.
  5. Source d'énergie : La source primaire fournissant l'énergie qui est convertie en électricité. Les sources d'énergie comprennent le charbon, le pétrole, le gaz, l'eau, l'uranium, le vent, le soleil, les sources géothermiques et d'autres sources.
  6. Capacité de production : La capacité maximale de production d'énergie électrique.
  7. Réseau : Un réseau interconnecté permettant de transporter l'électricité des fournisseurs jusqu'aux consommateurs.
  8. Kilowatt (kW) : Unité d'énergie équivalente à 1000 watts. Un gigawatt est égal à un million de watts (109).
  9. Kilowatt-heure (kWh) : Une unité d'énergie équivalente à 1000 watts d'énergie dépensés en une heure. Un kWh est égal à 3,6 mégajoules (MJ).
  10. Pertes en ligne : Perte d'énergie découlant de la transmission de l'énergie électrique sur des lignes électriques et dans des systèmes de distribution.
  11. Mégajoule (MJ) : Unité de mesure de la consommation d'énergie égale à un million de joules (106); un gigajoule est égal à un milliard de joules (109).
  12. Énergie renouvelable : Source d'énergie provenant des ressources naturelles comme le soleil, le vent, la pluie, les marées et la chaleur géothermique qui sont renouvelées naturellement.

[1] Voir les pages 9 à 12, Connections – An Energy Strategy for the Future, Economic Council of Canada, 1985

[2] Energy Plan, page 48.

[3] Statistique Canada, Les habitudes de dépenses au Canada, Catalogue no 602-202

[4] TCAC – taux de croissance annuel composé.

[5] La surface est une variable mise au point et entretenue par Informetrica Limited, Ottawa.

[6] La capacité de transfert à destination et en provenance de la Nouvelle-Écosse est restreinte par les limites d’importation et d’exportation du système électrique de la Nouvelle-Écosse.

[7] Electricity Industry Issues Table Foundation Paper, document préparé pour la Table canadienne sur l’électricité, 1999 (non publié).

[8] Réponse de Nalcor à la demande d’information de la Commission, le 21 avril 2011. 1er avril 2011.

[9] Navigant, Independent Supply Decision Review, 14 septembre 2011, page 33.

[10] Navigant, Independent Supply Decision Review, 14 septembre 2011, page 15.

[11] Navigant, Independent Supply Decision Review, 14 septembre 2011, page 13.

[12] Le facteur de capacité utilisé pour convertir la capacité en production d’électricité. Par exemple, une turbine alimentée au gaz naturel à cycle combiné produisant 500 MW a, selon les hypothèses de Nalcor et Navigant, a un taux de rendement thermique d’environ 7 MMBTU par MWh. Par conséquent, l’unité fonctionnant à 100 % de sa capacité consommerait l’énergie suivante :

500 MW x 7 MMBTU par MWh x 24 heurs x 1 Mcf par MMBTU = 84 000 Mpi par jour.

Si la centrale fonctionnait à 50 % de sa capacité, elle utiliserait 50 % de 84 000 Mpi par jour, soit 42 000 Mpi par jour.

[13] HQT et OATS signifient Hydro Québec transmission et service d'accès ouvert au réseau de transport.

[14] Réponse de Nalcor à la demande d'information de la Commission, le 21 mars 2011, page 11

[15] Navigant, page 52

[16] ONE, Exportations et importations mensuelles d’électricité, décembre 2010.