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Deux provinces riches en hydroélectricité sont obligées d’importer de l’électricité d’autres juridictions en raison de la grave sécheresse qui frappe l’Ouest canadien.
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La Colombie-Britannique et le Manitoba, où la grande majorité de l’énergie est hydroélectrique, connaissent de faibles niveaux de réservoirs qui ont eu un impact négatif sur la production d’électricité cet automne et cet hiver.
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Il n’y a aucun risque que les lumières s’éteignent de si tôt dans aucune des deux provinces. Mais les scientifiques affirment que le changement climatique rend les sécheresses à la fois plus fréquentes et plus graves, ce qui entraînera une pression accrue sur les producteurs hydroélectriques dans les années à venir.
En Colombie-Britannique, de grandes parties de la province souffrent de conditions de sécheresse que le gouvernement fédéral a qualifiées d’« extrêmes ».
Le porte-parole de BC Hydro, Kyle Donaldson, a utilisé le mot « historique » pour décrire les conditions sèches, ajoutant que les grands réservoirs de la société d’État dans les parties nord et sud-est de la province sont plus bas qu’ils ne l’ont été depuis de nombreuses années.
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Tandis que BC Hydro s’efforce de conserver l’eau en puisant dans les réservoirs des régions les moins touchées de la province, elle importe également davantage d’électricité de l’Alberta et d’un certain nombre d’États de l’ouest des États-Unis.
« Ce sont des mesures que nous continuerons de prendre dans les mois à venir », a déclaré Donaldson.
Au Manitoba, les niveaux des réservoirs et des rivières sont inférieurs à la normale et depuis octobre, Manitoba Hydro complète périodiquement la production hydroélectrique en allumant ses turbines alimentées au gaz naturel. En règle générale, elle les utilise uniquement au cœur de l’hiver pour compenser la demande de pointe.
Le porte-parole Bruce Owen a déclaré qu’il n’y avait aucun danger de pénurie d’électricité au Manitoba. La société d’État est en mesure d’importer de l’électricité d’autres juridictions, tout comme, lors des années de crues, elle est en mesure d’exporter l’excédent d’électricité qu’elle produit.
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Mais payer pour importer de l’électricité – et perdre la capacité d’exporter l’excédent d’électricité sur le marché au comptant comme le font les générateurs dans les années de crue – a un coût. Manitoba Hydro prévoit déjà une perte financière nette pour l’exercice en cours – seulement la deuxième au cours de la dernière décennie, la deuxième étant en 2021.
Cette année-là, de graves conditions de sécheresse ont également réduit la capacité de Manitoba Hydro à produire de l’électricité, et l’entreprise a fini par enregistrer une perte de 248 millions de dollars.
La sécheresse de 2021 a également eu un impact sur la production hydroélectrique aux États-Unis, où la production globale était inférieure de 16 % à la moyenne, selon le ministère américain de l’Énergie. Au barrage Hoover du Nevada, l’un des plus grands générateurs hydroélectriques des États-Unis, la production a chuté de 25 pour cent.
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La sécheresse a toujours été l’un des plus grands risques commerciaux pour les producteurs d’hydroélectricité, et les entreprises planifient et exploitent leurs systèmes en sachant qu’une telle situation peut survenir.
Par exemple, la pire sécheresse jamais enregistrée au Manitoba s’est produite en 1940-41, et l’un des principes directeurs d’Hydro Manitoba est qu’elle doit être en mesure de fournir suffisamment d’électricité pour répondre à la demande si jamais les débits d’eau redescendaient aussi bas.
Mais le changement climatique rend plus courants des événements autrefois rares, créant le besoin de systèmes de secours plus solides.
« Si vous savez que les conditions de sécheresse devraient s’aggraver avec le temps en raison du changement climatique, cela nécessite que ces systèmes hydroélectriques en tiennent compte lorsqu’ils prévoient la quantité d’énergie qu’ils vont tirer de leur système hydroélectrique », a déclaré Blake Shaffer, professeur agrégé d’économie à l’Université de Calgary qui étudie les marchés de l’électricité.
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Les générateurs hydroélectriques sont également aux prises avec une demande croissante d’électricité en raison de l’essor des véhicules électriques et des efforts visant à décarboner l’économie.
La propre modélisation de Manitoba Hydro montre que la demande d’électricité dans la province pourrait plus que doubler au cours des 20 prochaines années, et que de nouvelles sources d’électricité pourraient être nécessaires dans la province au cours de la prochaine décennie.
Même si la sécheresse peut mettre à rude épreuve à long terme la production hydroélectrique, elle est beaucoup moins volatile à court terme que l’énergie éolienne et solaire. Cela donne aux producteurs d’hydroélectricité la possibilité de choisir les moments où ils importent de l’électricité, en profitant des bas prix et des conditions du marché.
Mais Shaffer affirme que pour assurer la stabilité et l’efficacité à long terme de la production d’électricité au Canada, ce pays doit investir dans des liens de transport interprovinciaux supplémentaires.
Un plus grand nombre de liaisons de transport permettrait à l’Alberta d’acheminer plus facilement de l’électricité vers la Colombie-Britannique en cas de sécheresse, par exemple, et à la Colombie-Britannique d’acheminer de l’électricité vers l’Alberta lorsque le vent ne souffle pas.
« Si vous êtes meilleur que moi dans quelque chose et que je suis meilleur que vous dans quelque chose, nous bénéficions du fait de faire ce pour quoi nous sommes meilleurs et d’échanger les uns avec les autres », a déclaré Shaffer.
« Dans la mesure où (les provinces) n’ont pas exactement les mêmes systèmes, ce qui n’est pas le cas de nous, il y a des avantages à s’unir. »
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