La Colombie-Britannique a augmenté son plan de 36 milliards de dollars canadiens (26,7 milliards d'euros) pour étendre son réseau au cours de la prochaine décennie, mais la province canadienne de la côte pacifique ne parviendra toujours pas à alimenter les plus grands projets de gaz naturel liquéfié (GNL) avec l'énergie hydroélectrique nécessaire pour éviter de générer de fortes émissions.

En raison de la longueur des procédures réglementaires, l'extension d'une ligne de transport d'énergie essentielle dans le nord ne sera prête que des années après le démarrage des usines de GNL, et les sécheresses freinent déjà la production d'électricité en Colombie-Britannique (B.C.).

Mardi, la Colombie-Britannique a augmenté de 50 % les dépenses prévues pour son réseau électrique, alors que la demande d'énergie hydroélectrique renouvelable de la part de l'industrie monte en flèche et que la province adopte les véhicules électriques et le chauffage électrique dans les bâtiments. "Répondre à l'ensemble de la demande potentielle d'électricité représente un défi énorme - décourageant", a déclaré Barry Penner, ancien ministre de l'environnement de la Colombie-Britannique et aujourd'hui président de l'Energy Futures Initiative, un programme du groupe de pression Resource Works.

La fourniture d'énergie hydroélectrique aux projets de GNL, y compris à LNG Canada, dirigé par Shell, est essentielle pour atteindre les objectifs de la province et du Canada de réduire fortement les émissions d'ici à 2030. Les installations d'exportation de GNL permettraient de répondre à la demande lucrative de gaz naturel canadien en provenance de l'étranger.

LNG Canada, dont la construction est achevée à 90 %, exploitera son installation de 14 millions de tonnes métriques par an avec du gaz naturel à fortes émissions, ce qui compliquera les objectifs du Canada en matière d'émissions nettes nulles. L'entreprise, qui envisage une deuxième phase qui pourrait passer au réseau électrique une fois qu'il sera disponible, a déclaré dans un communiqué jeudi qu'elle était encouragée par les efforts du gouvernement pour accélérer l'expansion de l'électricité.

L'élément clé du plan de réseau de la Colombie-Britannique pour LNG Canada est l'extension d'une ligne de transport d'électricité dans le nord-ouest, pour un montant de 3 milliards de dollars canadiens. La construction de cette ligne pourrait prendre jusqu'à 10 ans en raison de la nécessité de conclure des accords avec les Premières nations et d'obtenir des autorisations, a déclaré Chris O'Riley, PDG de BC Hydro.

"Nous sommes tous déterminés à faire en sorte que ces projets soient construits le plus rapidement possible et nous voulons tous qu'ils fonctionnent à l'électricité. C'est notre objectif", a déclaré M. O'Riley lors d'une interview.

Le calendrier de BC Hydro signifie que la ligne de transport ne sera pas étendue avant le début des années 2030, une fois que LNG Canada et les projets concurrents Ksi Lisims LNG et Cedar LNG seront opérationnels.

SOUTIEN DES PREMIÈRES NATIONS

Un projet de station de condensateurs dans le nord-ouest de la Colombie-Britannique fournira suffisamment d'énergie pour Cedar LNG, un projet de la nation Haisla et de Pembina Pipeline, a déclaré M. O'Riley. Ksi Lisims prévoit de démarrer dès 2028.

Le soutien des Premières nations à la ligne de transport nord-ouest pourrait accélérer le calendrier réglementaire. K'uul Power, un consortium de 11 Premières nations, est en pourparlers pour acheter 50 % du projet à BC Hydro.

"Si vous êtes aux commandes, vous êtes d'accord pour aller vite car vous pouvez protéger vos intérêts", a déclaré Alex Grzybowski, PDG de K'uul Power. "Une procédure accélérée est tout à fait envisageable.

La Colombie-Britannique a créé un groupe de travail chargé d'accélérer la délivrance des permis pour les projets d'énergie propre.

La Colombie-Britannique, comme le Québec, dont la société publique Hydro Québec a publié en novembre son propre plan à long terme pour l'expansion du réseau, dépend de l'hydroélectricité pour la plus grande partie de son énergie. Cette ressource et les ports côtiers de la Colombie-Britannique en ont fait le centre de l'industrie naissante du GNL au Canada. En revanche, l'Alberta voisine s'appuie sur le gaz naturel, très polluant, pour produire de l'électricité.

Les sécheresses constituent un autre défi pour la Colombie-Britannique. BC Hydro a importé un cinquième de ses besoins en électricité pour 2023, un record, car la sécheresse a réduit la production d'hydroélectricité.

BC Hydro prévoit d'augmenter la production éolienne et solaire pour aider à couvrir le risque de sécheresse, a déclaré M. O'Riley.

Mais la Colombie-Britannique pourrait encore manquer d'électricité pour satisfaire toutes les industries, du GNL à l'extraction de minéraux critiques et aux propositions d'hydrogène, a déclaré Evan Pivnick, directeur de programme à l'association industrielle Clean Energy BC.

"L'une des questions clés auxquelles la Colombie-Britannique va devoir répondre est la suivante : quelles sont les industries auxquelles elle donne la priorité ? a déclaré M. Pivnick. (1 $ = 1,3511 dollar canadien) (Reportage de Rod Nickel à Winnipeg, Manitoba ; Rédaction de Denny Thomas et Jonathan Oatis)