Trouver le signal dans le bruit : La politique de l'électricité et du climat au Canada
Par : Cameron Brown
Au cours des dernières semaines, le règlement sur l’électricité propre (REC), un projet fédéral visant à imposer de nouvelles exigences importantes au gaz naturel comme moyen de production d’électricité, est passé d’une discussion relativement obscure entre spécialistes de l’énergie à une question de premier plan dans notre débat national sur l’énergie.
Les provinces et les entreprises s’inquiètent de l’impact du RCE sur le coût et la fiabilité de l’électricité, à un moment où les décideurs politiques cherchent à électrifier de larges pans de l’économie afin de réduire les émissions.
Aucun des dirigeants provinciaux ne s’est montré aussi virulent que Danielle Smith, Premier ministre de l’Alberta. Cette dernière a menacé de poursuivre le gouvernement fédéral en justice ou d’utiliser la loi sur la souveraineté pour lutter contre l’application du RCE en Alberta. La province a également lancé une vaste campagne de publicité et de sensibilisation sur les panneaux d’affichage, à la télévision et dans les transports en commun dans tout le pays. Cette campagne a amené les habitants de villes comme Toronto et Ottawa à se demander « qu’est-ce qui va se passer pour que je frissonne dans le noir ? ».
Dans le même temps, malgré la récente décision de la Cour suprême sur les évaluations environnementales, le gouvernement fédéral insiste sur le fait qu’il a le droit d’imposer des changements aux systèmes électriques provinciaux et qu’il poursuivra la mise en œuvre des réglementations proposées.
L'électricité et la politique climatique canadienne
Cameron Brown, de Global, qui a passé 20 ans à travailler sur la politique énergétique avec le gouvernement de l’Alberta, a examiné de plus près la réglementation par rapport au coût des réductions d’émissions dans le secteur de l’électricité et est parvenu à la conclusion suivante : La réglementation est un bon exemple de la loi des rendements décroissants.
Depuis le début, l’électricité est au cœur des discussions sur la politique climatique canadienne. Cela était logique lorsque les gouvernements canadiens ont commencé à prendre au sérieux la politique climatique il y a une vingtaine d’années. En 2005, la production d’électricité était la troisième source d’émissions sectorielles au Canada, même en tenant compte du fait que les investissements historiques dans l’hydroélectricité et le nucléaire signifiaient que le réseau canadien était déjà beaucoup moins intensif en carbone que celui de la plupart des autres pays. La production d’électricité était logiquement la première cible de l’action gouvernementale en matière de politique climatique, car c’était peut-être le seul secteur où les grandes sources industrielles d’émissions pouvaient être combinées à des technologies à faible teneur en carbone disponibles sur le marché qui réduisaient considérablement les émissions à des coûts comparables à ceux des méthodes historiques de production d’électricité.
Par exemple, le passage d’une centrale au charbon à une centrale au gaz se traduit généralement par des unités plus fiables et mieux adaptées à la demande, par des améliorations immédiates de la qualité de l’air local et par une réduction d’au moins 50 % des émissions de gaz à effet de serre. Bien que les nouvelles installations entraînent toujours des coûts d’investissement, certains des bâtiments, équipements et infrastructures de transmission de l’ancienne centrale au charbon ont souvent été réutilisés. Une fois les investissements initiaux réalisés, les nouvelles unités de gaz sont généralement moins coûteuses à exploiter sur le long terme.
L’Ontario a ouvert la voie. L’abandon progressif de la production d’électricité à partir du charbon par l’Ontario détient probablement encore aujourd’hui le titre de l’action gouvernementale ayant permis les plus fortes réductions dans l’histoire du Canada. Quelques années plus tard, en 2018, un changement peu annoncé dans le régime de tarification du carbone industriel de l’Alberta signifiait que le charbon en Alberta commençait à payer pour la majorité de ses émissions. La réaction du marché a été rapide et impitoyable, et des conversions rapides au gaz naturel ont suivi. À l’heure où vous lisez ces lignes, à la fin de l’année 2023, la dernière unité au charbon de l’Alberta est en train de passer au gaz naturel. Lorsque cette dernière unité sera convertie, l’Alberta aura abandonné le charbon six ans plus tôt que ne l’exige la réglementation fédérale.
Ce n’est pas seulement le gaz qui remplace le charbon qui fait baisser les émissions du secteur. Au cours de la même période, nous avons assisté à une baisse spectaculaire du coût des technologies éoliennes et solaires. Alors qu’il y a quelques décennies, ces technologies étaient coûteuses et nécessitaient des mandats et des programmes gouvernementaux pour être déployées, aujourd’hui, dans de nombreuses régions du monde (et au Canada), elles sont tout simplement la forme de production d’électricité la moins chère à installer, même en tenant compte de leur nature intermittente.
Cela a conduit à la statistique choquante qu’en 2022, plus de 80 % de la nouvelle production d’électricité installée dans le monde était d’origine renouvelable. Si, ces dernières années, la majorité des installations d’énergies renouvelables au Canada a été tirée par le marché de l’Alberta, d’autres provinces canadiennes, de la Colombie-Britannique au Canada atlantique, ont annoncé leurs propres projets de nouvelles installations de production d’énergie éolienne et solaire.
Si l’on met tout cela bout à bout, on constate des réductions spectaculaires des émissions du secteur de l’électricité au Canada. Les émissions ont diminué de 56 % en 2021 (l’année la plus récente disponible dans les données nationales qui sont péniblement lentes à mettre en place) par rapport aux niveaux de 2005. Pour mettre ces réductions en perspective, la deuxième réduction la plus importante dans un autre secteur de l’économie canadienne au cours de la même période a été une réduction de 13 % des émissions de l’industrie lourde non pétrolière et gazière. Les émissions de plusieurs autres secteurs ont même augmenté au cours de cette même période. Compte tenu de la baisse continue des coûts de l’énergie éolienne et solaire, et du fait que les données de 2021 ont été recueillies au milieu d’une vague de conversions du charbon au gaz en Alberta, il faut s’attendre à ce que les émissions du secteur de l’électricité continuent de diminuer beaucoup plus rapidement que celles de tout autre secteur canadien au cours des prochaines années.
Quand les fruits à portée de main deviennent-ils des rendements décroissants ?
Les gouvernements canadiens sont bien sûr en fin de compte des animaux politiques. Le succès de la réduction des émissions provenant de l’électricité contraste fortement avec l’expérience comparativement frustrante et souvent coûteuse des gouvernements de toutes les tendances politiques qui procèdent à des réductions significatives dans d’autres secteurs. Il n’est donc pas surprenant qu’il soit devenu une pratique politique courante de revenir au puits d’électricité chaque fois que l’on souhaite prendre de nouveaux engagements en matière de climat.
Cela nous amène au projet de règlement fédéral sur l’électricité propre (REC). Il s’agit à l’origine d’un engagement de campagne des libéraux fédéraux en vue des élections de l’automne 2021. Comme il s’agit d’un engagement de campagne, il n’a pas été le résultat d’une analyse approfondie des ministères ou d’une consultation des parties prenantes ; les programmes politiques sont généralement élaborés relativement rapidement et uniquement par le personnel politique. Lors de l’élaboration de ce programme particulier, le cahier des charges des deux dernières décennies prévoit quelque chose de spécifique à l’électricité. Compte tenu des engagements pris par les États-Unis et l’Europe en matière d’électricité nette zéro en 2035, cela a dû sembler une évidence. Si ces autres pays pouvaient prendre ce type d’engagement, le Canada, dont le mix de production est déjà à faible teneur en carbone, devait certainement se jeter à l’eau.
Lorsque les libéraux ont formé le gouvernement après les élections de 2021, la tâche d’élaborer cette politique a été confiée à Environnement et Changement climatique Canada (ECCC). Ayant déjà élaboré la politique imposant une fin de vie en 2030 pour les centrales au charbon au Canada, la même unité d’ECCC s’est attelée à l’élaboration de cette nouvelle politique en utilisant le même modèle. Elle a de nouveau eu recours à l’autorité législative en vertu de la loi canadienne sur la protection de l’environnement (LCPE), créant un nouveau règlement qui imposerait des obligations importantes aux centrales au gaz naturel en 2035. Le débat national sur le charbon à l’horizon 2030 s’étant largement apaisé à ce stade, le CCCE a appliqué le même modèle au gaz naturel, anticipant vraisemblablement des résultats similaires à ceux de son expérience antérieure avec le charbon.
Pour ceux d’entre nous qui ont travaillé de près sur l’ERC depuis le début, il était clair que l’approche avait été choisie avant toute modélisation réelle ou tout engagement des parties prenantes. Il ne s’agit pas d’une conjecture, les documents de discussion qui ont donné le coup d’envoi de l’engagement l’ont déclaré sans ambages, ne laissant aucune place à la contribution sur l’approche juridique sous-jacente qui serait adoptée pour l’ERC.
En tant que modèle, la LCPE a été conçue pour traiter les polluants dangereux, de sorte qu’il n’y a pas d’alternative à la conformité sur place, pas de possibilité de payer par exemple pour des réductions ailleurs afin de se conformer lorsque cela serait beaucoup moins coûteux que de modifier physiquement une installation avec des technologies qui ne sont pas encore utilisées dans le commerce. Cela signifie que l’approche utilisée par l’ECCC oublie le « net » dans net-zéro puisqu’il n’y a aucun moyen de compenser les émissions de l’installation en effectuant des réductions ailleurs. C’est pourquoi la réglementation, telle qu’elle est actuellement rédigée, se rapproche le plus possible de l’objectif zéro pur que le CCCE a jugé possible d’exiger, ce qui a déclenché une tempête de débats sur la faisabilité du taux de captage des émissions d’environ 95 % qu’il exige en 2035 pour les émissions provenant de la production d’électricité à partir de gaz naturel.
L’efficacité de la politique climatique en vigueur dans le secteur constitue un autre obstacle à l’application de la REC. La REC n’entre en vigueur qu’en 2035, bien après que les centrales au charbon aient disparu et que le secteur historiquement le plus réactif à la tarification du carbone ait été confronté à un prix croissant pendant encore 12 ans. Pour illustrer ce point, prenons l’exemple de l’Alberta, qui est la plus grande source d’émissions d’électricité au Canada. En 2005, les émissions de l’Alberta liées à l’électricité s’élevaient à un peu plus de 50 mégatonnes (MT). Aujourd’hui, ces émissions représentent environ la moitié de ce total et la modélisation de l’Alberta estime qu’elles tomberont à moins de 10 mégatonnes dans les années 2030, avant même que la REC n’entre en vigueur. De 50 mégatonnes, on est passé à 10 mégatonnes en quelques décennies, mais les 20 % d’émissions restantes du secteur s’accrochent encore parce qu’elles sont de loin les plus coûteuses à éliminer.
Quel est le coût ?
Le résumé de l’analyse d’impact de la réglementation (RIAS) publié par l’ECCC avec le projet de règlement stipule ce qui suit :
Le ministère a mené plusieurs exercices de modélisation et a déterminé qu’un prix du carbone de 170 $/tonne appliqué à chaque tonne d’émissions du secteur de l’électricité ne permet pas au secteur de se rapprocher suffisamment de l’objectif de zéro net d’ici 2035. En outre, dans un scénario de modélisation à forte demande, un prix du carbone de 170 $/tonne n’a pas été jugé suffisamment élevé pour rendre les technologies de production d’électricité à émissions quasi nulles nettement plus compétitives que les technologies émettrices.
Cette formulation comporte une nuance importante. En 2023, le prix du carbone pour les centrales électriques sera de 65 dollars par tonne, mais la mécanique des prix du carbone industriel au Canada signifie que la plupart des installations émettrices ne paient actuellement que sur une partie de leurs émissions. L’expression « appliquée à chaque tonne » est essentielle. Cela signifie qu’ils ont modélisé une augmentation de la tarification du carbone bien plus importante que ne le laisserait supposer le prix de l’autocollant en dollars par tonne. Le calcul aboutit à une multiplication par plus de dix du prix du carbone par rapport à aujourd’hui, et pourtant les réductions qui en résultent ont été jugées insuffisantes par le CECC par rapport à leur approche réglementaire directe imposant des modifications spécifiques de l’équipement sur le site.
Pour ceux d’entre nous qui ont l’expérience de l’élaboration d’une politique d’émissions par les pouvoirs publics, il s’agit normalement d’un signal d’alarme majeur indiquant qu’il s’agit de réductions très coûteuses. Étant donné que le climat mondial ne se soucie pas de l’origine des réductions, la réponse typique à des réductions très coûteuses dans un seul secteur serait d’envisager une approche qui permette des réductions moins coûteuses hors site. Toutefois, pour les raisons exposées ci-dessus, y compris la nécessité perçue de se concentrer sur le secteur de manière isolée compte tenu de l’objectif sectoriel pour 2035 et des restrictions du modèle de la LCPE, le gouvernement fédéral a choisi d’aller de l’avant avec la REC telle qu’elle est actuellement rédigée.
Quelle est la diminution des rendements ?
Un vif débat public est en cours sur ce que l’ETR finira par coûter aux consommateurs d’électricité dans les provinces où le parc de production est le plus touché. Quiconque a écouté un podcast au Canada au cours du mois dernier a probablement entendu les publicités « Tell The Feds » (Dites-le aux autorités fédérales) qui présentent le point de vue de l’Alberta dans ce débat. Il est notoirement difficile de prédire comment les coûts supplémentaires liés à la production se répercuteront sur le consommateur final (bien qu’ils le feront inévitablement), en particulier compte tenu des différences de fonctionnement de chaque système électrique provincial. Les gouvernements ont également tendance à faire des investissements directs dans les systèmes ou à plafonner/subventionner les tarifs avec l’argent des contribuables, ce qui fait baisser les coûts qui apparaissent sur les factures, mais finit par être payé par un grand nombre de ces mêmes Canadiens en tant que contribuables.
Une façon moins politique d’évaluer la valeur et le coût de la politique climatique est de comparer le prix effectif du carbone. L’Alberta Electric System Operator (AESO) a procédé à une évaluation des réductions qui résulteraient en Alberta des REC au-delà de la politique actuelle par rapport aux coûts de la nouvelle génération requise et de l’AESO, et a obtenu la valeur choquante de plus de 5 000 dollars par tonne. Ottawa n’a pas publié sa version de ce chiffre dans le REIR, mais la présentation plus récente de l’Alberta sur les REC indique que les « données fournies par le CCCE » situent le coût à plus de 350 $ la tonne, même avant de tenir compte de certaines hypothèses du modèle fédéral qui sous-estiment probablement le coût.
Il y a évidemment une grande différence entre 5 000 et 350 dollars pour réduire une seule tonne d’émissions, probablement attribuable aux différences dans les hypothèses de modélisation, mais même si l’on considère ces coûts comme les limites d’une fourchette, ils dépassent de loin tout ce qui a été sérieusement proposé auparavant dans le cadre des discussions sur la politique climatique au Canada. À titre de comparaison, le captage direct de l’air suscite beaucoup d’intérêt. Il s’agit de technologies émergentes qui promettent de retirer de l’atmosphère les émissions du passé. Ces technologies sont souvent considérées comme devant émerger dans les décennies à venir, étant donné que leur prix de 200 à 300 dollars la tonne est actuellement considéré comme prohibitif par rapport à d’autres possibilités de réduction.
Compte tenu de ces chiffres, ma conclusion personnelle est que des réductions d’émissions bien plus importantes pourraient être obtenues pour le même investissement économique que celui que le gouvernement fédéral propose actuellement avec la REC si nous adoptions une approche basée sur la tarification du carbone qui, une fois de plus, laisse l’économie au sens large trouver les fruits les plus bas en termes de réductions d’émissions, même si l’objectif final est un désir politique de dire que l’électricité sera le premier secteur à atteindre un taux net de zéro.
Références :
[3] https://canadagazette.gc.ca/rp-pr/p1/2023/2023-08-19/html/reg1-eng.html
[Le mémoire de l’Alberta note que les données fédérales aboutissent à un » coût moyen d’au moins 184 $ la tonne » et que » ce coût s’ajoute au prix fédéral du carbone qui devrait passer à 170 $ la tonne d’ici 2030 « . Page 5. https://www.alberta.ca/system/files/epa-government-of-alberta-submission-on-draft-federal-electricity-regulations.pdf