Une des données les plus intéressantes des résultats d'Hydro-Québec en 2014 est la hausse de 176 millions de dollars de ses «exportations nettes» d'électricité. Celles-ci ont atteint 1,53 milliard de dollars à un prix de vente moyen de 6,0 cents/kWh, par rapport à 4,4 cents en 2013 et à un coût de production de 1,6 cent. Les exportations nettes incluent celles faites aux deux provinces voisines, Hydro-Québec refusant de divulguer ses ventes par marché.
Il est clair que les ventes réalisées en Ontario sont faibles, malgré des interconnexions d'une capacité totale de 2 735 mégawatts (MW) en «mode exportation». Ce lien serait toutefois sous-utilisé, la capacité maximale de puissance n'atteignant qu'environ 1 800 MW dans des conditions idéales. La puissance disponible sur les interconnexions situées dans la région d'Ottawa serait limitée à 500 MW en raison de la capacité d'importation de l'Ontario et baissera encore au cours des prochaines années.
Malgré ses immenses ressources hydroélectriques, le Québec vend peu à sa voisine pour trois raisons principales :
1. L'Ontario n'a jamais voulu dépendre de producteurs extérieurs. Ses 26 interconnexions avec le Québec, le Manitoba et trois États américains servent surtout à acheter et à vendre de l'électricité pendant les périodes de pointe.
2. L'Ontario produit son énergie de différentes sources, mais l'énergie nucléaire est de loin la source la plus importante, avec 18 réacteurs de type Candu installés sur trois sites et qui ont une capacité de production de 12 000 MW. L'industrie nucléaire canadienne est concentrée en Ontario.
3. L'électricité produite à partir de l'énergie nucléaire génère très peu d'émissions dans l'atmosphère. De plus, son coût de production est faible. Toutefois, ce n'est plus le cas lorsque les réacteurs ont été rénovés, ce qui coûte très cher. L'enfouissement des déchets découlant de la production de l'énergie nucléaire est son principal problème. Ces déchets peuvent être radioactifs pendant des milliers d'années.
L'enjeu majeur du nucléaire
L'énergie nucléaire représente un enjeu majeur pour le gouvernement de Kathleen Wynne.
Ontario Power Generation (OPG), une société d'État, prévoit fermer vers 2020 sa station de Pickering, où six réacteurs produisent 3 100 MW (en comparaison, la centrale hydroélectrique La Romaine produira 1 550 MW quand sa quatrième turbine sera mise en production en 2020).
Le complexe Bruce, qui est géré par un consortium formé de TransCanada Energy (TCE), d'Omers, d'un syndicat et d'employés, produit 6 300 MW grâce à huit réacteurs. Des quatre réacteurs construits dans les années 1970, deux ont été rénovés récemment ; les deux autres réacteurs et les quatre unités mises en production de 1984 à 1987 devront aussi être rénovés. Ces coûts seront énormes et à la charge d'OPG, donc de l'État.
À court terme, le principal défi du gouvernement est la réfection du complexe Darlington, dont les quatre réacteurs produisent 3 512 MW et doivent être rénovés au coût de 12,9 G $, ce qui comprend le coût de financement, un projet qui s'étendra de 2016 à 2026. Certains jugent cette estimation très optimiste en se fondant sur les difficultés rencontrées lors de la réfection de la centrale de Pointe-Lepreau au Nouveau-Brunswick, qui ne compte qu'un réacteur de 700 MW. Mise en service en 1983, celle-ci fut rénovée en quatre ans au coût de 3,3 G $, selon une note de service révélée par la CBC, au lieu du 1,4 G $ et des 18 mois prévus.
Le projet de réfection de la centrale Darlington fait l'objet de deux recours devant les tribunaux, l'un pour exiger une évaluation environnementale en profondeur du projet, et l'autre, pour que soit divulgué le contrat octroyé à Aecon Construction et à SNC-Lavalin, propriétaire de la technologie Candu depuis 2011, afin de vérifier les provisions pour les dépassements de coûts qu'il est possible d'anticiper.
On se souvient aussi du fiasco de l'annulation en 2011 d'un projet de centrale au gaz de 900 MW de TCE à Oakville, une aventure qui aurait coûté à la province environ 1 G $ et qui aurait provoqué le départ de Dalton McGuinty.
L'Ontario Clean Air Alliance, une coalition réunissant plus de 100 organismes sanitaires, communautaires et environnementaux, des municipalités et des sociétés, mène une bataille pour que le gouvernement ontarien étudie la possibilité d'acheter un bloc d'énergie ferme d'Hydro-Québec.
Démontrer les bienfaits d'une entente
Quand ils se sont rencontrés en août dernier, Philippe Couillard et Kathleen Wynne se sont dits favorables à un tel examen. Compte tenu du fait qu'Hydro-Québec dispose d'importants surplus et que de nouveaux sites pourraient être aménagés, alors que l'Ontario aura besoin d'environ 2 000 MW à compter de 2020, pourquoi en effet le Québec ne profiterait-il pas de cette conjoncture pour étudier sérieusement un tel projet ?
Il est aberrant que le Québec vende plus d'électricité aux États-Unis qu'aux provinces voisines. Le Nouveau-Brunswick a refusé une très bonne offre du Québec en 2010. Celle de l'Ontario sera peut-être plus ouverte. Il faudra toutefois démontrer qu'une telle entente serait réellement avantageuse pour les deux provinces. Pourquoi ne pas essayer ?
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Quatre bonnes nouvelles récentes pour Bombardier : 1. un financement de 1,1 G $ en bons de souscription, qui seront convertis en actions subalternes à un droit de vote ; 2. l'achat par les familles Bombardier et Beaudoin de 62 M $ de ces bons ; 3. le vol inaugural réussi du CS 300, le plus gros avion de la CSeries ; 4. la nomination d'Alain Bellemare, auparavant de United Technologies, au poste de chef de la direction de la société.
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Selon RBC Marchés des Capitaux, 122 sociétés mondiales intégrées et d'exploration de l'industrie des hydrocarbures ont réduit de 84 G $ US, ou de 20 %, leur budget d'investissements en 2015. Ce recul créera une pénurie d'hydrocarbures, qui se traduira éventuellement par une forte hausse des prix des produits pétroliers et gaziers.