La transition énergétique du N.-B.: une course contre la montre et de grandes incertitudes

L’abandon des énergies fossiles place Énergie NB à la croisée des chemins. En quête de solutions, la direction de la société de la Couronne place de grands espoirs dans de petits réacteurs nucléaires, convaincue que les énergies renouvelables ne suffiront pas à remplacer le charbon.

Deux échéances approchent à grands pas pour Énergie NB.

Le Canada s’est engagé à passer à un réseau électrique sans émissions d’ici 2035. Plus pressant encore, la centrale de Belledune, qui produit environ 18% de l’électricité de la province, ne sera plus autorisée à brûler du charbon dès 2030.

Ce vide s’annonce difficile à combler a prévenu jeudi Keith Cronkhite, président-directeur général d’Énergie NB, venu détailler les choix énergétiques qui attendent la province devant le Comité spécial sur les changements climatiques.

Alors que l’électrification des transports est appelée à s’accélérer (on ne pourra plus acheter de véhicule léger neuf à essence d’ici 2035), la consommation en électricité de demain sera bien plus gourmande qu’aujourd’hui, ce qui accentuera la pression sur le réseau pendant l’hiver.

«Nous devons trouver une source de production d’électricité sûre et nous voyons les petits réacteurs modulaires comme l’une des technologies qui peuvent faire leur preuve et faire partie de la solution, argumente M. Cronkhite. Les autres producteurs d’électricité à travers le pays qui n’ont pas un large accès à l’hydroélectrique voient le nucléaire comme une partie de la solution à l’avenir.»

La société de la Couronne mise sur l’installation à Point Lepreau de petits réacteurs modulaires (PRM) promis par les entreprises Moltex et ARC Clean Energy, qui ont chacune reçu plusieurs dizaines de millions $ en fonds publics pour développer cette nouvelle technologie.

Ces derniers offriraient une faible empreinte carbone et une production d’électricité prévisible. Reste que la plupart des PRM n’existent qu’à l’état de projet et ne sont pas encore autorisés à être construits.

La semaine dernière, l’ancien dirigeant d’Énergie NB, Gaétan Thomas, a d’ailleurs mis en doute la possibilité qu’un réacteur puisse être opérationnel avant 2030 en raison de la durée du processus réglementaire.

Lors des échanges, le député libéral de Bathurst-Ouest-Beresford, René Legacy, a suggéré qu’Énergie NB explore d’autres options, notant que l’entreprise Terrestrial Energy, basée en Ontario, prévoit une mise en service de son réacteur dès 2028.

M. Cronkhite a répondu que ce modèle n’est «pas aussi avancé» que celui proposé par les deux compagnies installées à Saint-Jean.

Questionné sur les impacts de ces investissements à venir sur les tarifs, le PDG a refusé de s’avancer, expliquant que les impacts sur les consommateurs dépendront du soutien financier qu’accordera Ottawa.

En parallèle, Énergie NB entend redoubler d’efforts pour trouver la source de combustible alternatif qui permettrait de poursuivre l’exploitation de la centrale de Belledune après 2030. Son PDG évoque la possibilité d’une conversion à la biomasse, grâce à la combustion de granules de bois.

Là encore, l’incertitude est grande.

Un autre élément déterminant du casse-tête qu’il reste à résoudre: le gouvernement fédéral entend promouvoir le projet de la Boucle Atlantique, qui permettrait à l’Est canadien de recevoir les surplus hydroélectriques du Québec et du Labrador.

Un rapport très attendu sera présenté au cours des prochains jours sur le sujet.

Keith Cronkhite note toutefois que le Nouveau-Brunswick devra continuer à maintenir une capacité de production lui permettant de demeurer autonome.

«Nous ne pensons pas que l’interconnectivité dans notre région pourra fournir une source d’électricité sûre pendant les mois les plus froids, souligne-t-il. Vous ne pouvez pas être en manque d’électricité pendant une journée.»

Au sujet du solaire et de l’éolien, le PDG d’Énergie NB assure que ces énergies renouvelables «auront un rôle croissant dans le futur», mais il estime que leur caractère intermittent ne permettra pas de répondre aux pics de consommation.

«Dans le cas de l’éolien, il n’y a presque aucune production lors des journées les plus froides. On ne peut pas toujours compter sur la force du vent, peu importe les conditions météorologiques», mentionne-t-il.

«Est-ce qu’il sera possible d’atténuer cela grâce à des technologies de stockage? C’est possible, mais nous devons avoir accès à une source d’électricité sûre pour répondre aux besoins de nos clients.

Les énergies renouvelables sont importantes et feront partie de la solution, mais elles ne satisfont pas à tous les critères de fiabilité qui sont fondamentaux pour notre société.»

Ces arguments n’ont pas convaincu le chef du parti vert, David Coon, qui reste persuadé qu’Énergie NB fait fausse route. Il rappelle que le coût de production de l’énergie renouvelable s’est considérablement réduit au cours des dernières années et affirme que la province pourrait répondre aux besoins grâce à «un portefeuille diversifié» de sources d’énergie plus propres, aux importations hydroélectriques et diverses mesures d’efficacité énergétique.

Aussi souhaite-t-il voir le gouvernement lever les obstacles aux projets d’énergie renouvelable portés par les municipalités, institutions et divers organismes.

«Nous devons miser sur une technologie disponible dès à présent, pas en 2035», plaide le député.

M. Coon juge le pari du nucléaire «plus cher et plus dangereux» et déclare qu’il relève d’une «façon de pensée qui appartient au passé».
«On doit savoir quel sera le coût financier et le coût environnemental lié aux déchets radioactifs.»