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Délibérations du Comité sénatorial permanent de
l'Énergie, de l'environnement et des ressources naturelles

Fascicule 18 - Témoignages du 15 février 2011

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OTTAWA, le mardi 15 février 2011

Le Comité sénatorial permanent de l'énergie, de l'environnement et des ressources naturelles se réunit aujourd'hui, à 17 h 31, pour se pencher sur l''état actuel et futur du secteur de l'énergie au Canada (y compris les énergies de remplacement).

Le sénateur W. David Angus (président) occupe le fauteuil.

[Translation]

Le président : Bonjour chers collègues, monsieur Butler, mesdames et messieurs présents dans la salle; bonjour aussi à tous ceux qui nous suivent sur le réseau de la CPAC ainsi que sur le Web; je salue également les personnes qui travaillent sur notre site Web spécialisé, dont l'adresse est la suivante : www.canadianenergyfuture.ca. Ceci est une séance officielle du Comité sénatorial permanent de l'énergie, de l'environnement et des ressources naturelles. Nous allons poursuivre notre étude sur le secteur de l'énergie, une étude majeure sur laquelle nous travaillons depuis juin 2009.

Il est intéressant de voir à quel point cette étude est d'actualité. Certains de ceux qui suivent nos délibérations et plusieurs de nos collègues auront peut-être remarqué que la Royal Dutch Shell a commandé et rendu public un volumineux rapport dans lequel elle prévoit que d'ici 2050, la demande énergétique aura triplé. La population mondiale aura explosé. Nous aurons besoin de sources d'énergie plus efficaces, plus durables, plus vertes et plus propres, comme nous l'avons déjà dit. Voilà autant de raisons de nous préparer à faire face à la situation, surtout quand une compagnie internationale de cette envergure reconnaît la nécessité d'établir des politiques stratégiques. Le problème est là pour rester.

Je suis David Angus, sénateur du Québec, et je préside ce comité. Je vais vous présenter mes collègues, afin que notre témoin et ceux qui suivent nos travaux sachent à qui ils ont affaire. Le sénateur Grant Mitchell, de l'Alberta, est le vice-président de notre comité. Marc LeBlanc et Sam Banks, de la Bibliothèque du Parlement, nous sont d'un très grand secours pour rassembler nos idées et faire d'excellents travaux de recherche. Mon prédécesseur est le sénateur Tommy Banks, de l'Alberta. Le sénateur Robert Peterson représente la Saskatchewan. Notre greffière est Mme Lynn Gordon. Le sénateur Daniel Lang représente le grand territoire du Yukon. Nous avons aussi les sénateur Linda Frum de Toronto, en Ontario, et Judith Seidman de Montréal, au Québec. Représentant aussi le Québec, nous avons le sénateur Paul Massicotte. Et le dernier, mais non le moindre, est le seul sénateur élu, je veux parler du sénateur Bert Brown, de l'Alberta.

Monsieur Butler, nous sommes ravis de vous accueillir parmi nous aujourd'hui. Vous êtes le directeur exécutif de la Canadian Clean Power Coalition. J'imagine que le mot « coalition » n'a pas été choisi au hasard. M. Butler est chargé d'aider six sociétés d'énergie et plusieurs organismes gouvernementaux à trouver des façons économiques de réduire les émissions de CO₂ des centrales au charbon. Il possède 20 années d'expérience dans l'industrie énergétique, principalement dans les domaines de l'analyse économique et du développement des affaires. Nous avons reçu toute la documentation que vous nous avez envoyée. Tout le monde en a une copie. Merci de nous l'avoir fait parvenir à l'avance, c'est gentil de votre part. Je crois que vous connaissez notre façon de fonctionner. Vous pouvez faire une déclaration liminaire, et c'est vous qui en déterminez la longueur. Lorsque vous aurez terminé, les sénateurs seront très intéressés à vous poser des questions. Monsieur Butler, la parole est à vous.

David Butler, directeur exécutif, Canadian Clean Power Coalition : Je suis ravi d'être ici aujourd'hui. Je vous transmets les salutations du comité de gestion de la Canadian Clean Power Coalition. J'espère avoir le temps de passer en revue les documents qui vous ont été remis. Je vais prendre quelques minutes pour vous donner un aperçu de la CCPC, de ce qu'elle est et de ses travaux récents. Ensuite, je vous parlerai de la production d'électricité au charbon au Canada et de trois importantes technologies de réduction des émissions susceptibles d'intéresser le comité. L'essentiel de la discussion portera sur les coûts liés à la réduction des émissions des centrales au Charbon. J'aimerais aussi prendre quelques minutes pour vous entretenir des résultats de nos plus récentes études. Ensuite, j'espère que nous pourrons discuter de tous ces sujets. Comme je connais très bien la technologie de captage du carbone, je serai heureux de répondre à vos questions en la matière.

À la page trois, j'explique qui nous sommes. La CCPC est une association de producteurs de charbon et d'électricité produite au charbon canadiens et américains. À la troisième puce figure la liste de nos membres participants. Nous sommes fiers de regrouper la plupart des utilisateurs de charbon au Canada, ainsi que l'Electric Power Research Institute des États-Unis, et Basin Electric, qui est aussi une entreprise de service public américaine. Nous avons pu compter sur les investissements massifs ou le parrainage économique d'Alberta Innovates, au fil des ans, ainsi que du ministère de l'Énergie et des Ressources de la Saskatchewan. Nous avons également conclu des ententes de partage des tâches avec CanmetÉNERGIE. Nous travaillons beaucoup avec cet organisme, qui réalise d'excellentes séries de recherches, dans ses laboratoires nationaux, sur les différentes technologies de captage du carbone.

On a dit plus tôt que notre mandat consiste à étudier des technologies en vue d'élaborer et de promouvoir des solutions commercialement viables permettant de réduire les émissions des centrales électriques au charbon. Nous nous vouons à cette mission depuis dix ans. Notre objectif est de démontrer que la production d'électricité au charbon peut se faire en tenant compte des préoccupations environnementales et nous mener vers un avenir énergétique plus propre.

Pourquoi la CCPC? Le charbon est essentiel à la production d'électricité, tant à l'échelle nationale qu'internationale, et il en sera ainsi pour longtemps encore. Il nous faut résoudre des problèmes pressants de qualité de l'air liés à la production d'électricité au charbon; nous en sommes conscients. La solution à long terme est technologique.

Mais nous ne pouvons travailler seuls en raison des risques techniques et des facteurs économiques. Voilà pourquoi nous devons joindre nos forces à celles de l'industrie toute entière et des gouvernements. Il est également possible de développer des technologies transférables et exportables; nous espérons que nos travaux en la matière porteront fruit.

Que fait la CCPC? Elle se concentre sur trois activités principales. Elle étudie beaucoup, depuis déjà dix ans, les nouvelles technologies de combustion propre. D'ailleurs, nous entrons maintenant dans la quatrième phase de cette étude. Nous collaborons également énormément avec des organisations nationales et internationales dans les différents domaines que je viens de vous citer. Enfin, nous nous efforçons d'informer les gens, partout au Canada et ailleurs dans le monde, sur les connaissances que nous avons acquises en ce qui concerne le coût du captage du carbone et la conception de ces technologies.

À la page 7, vous pouvez lire que nos membres ont consacré plus de 50 millions de dollars, au cours de la dernière décennie, à la promotion des technologies du CSC. Tous nos membres ont entrepris des projets de CSC, dont la plupart n'ont malheureusement pas abouti. Certains de nos membres prennent part aux quatre projets de captage du carbone parrainés en Alberta. Si ces quatre projets vont de l'avant, comme je le disais un peu plus tôt au sénateur Brown, le captage du carbone dans cette province aura atteint des niveaux plusieurs fois supérieurs à ce que l'on retrouve n'importe où ailleurs sur la planète.

Actuellement, à certains endroits, on capte une ou deux mégatonnes ici et là. Dans cinq ans, si les quatre projets avancent, on pourra capter jusqu'à cinq mégatonnes de CO₂ en Alberta. Nous sommes ravis de participer à quelques-uns des projets en cours.

Le président : Au cours de nos voyages et dans les études que nous avons réalisées, nous avons appris que les centrales au charbon de l'Ontario seraient fermées, sur ordre du gouvernement, mais qu'elles seraient ensuite rouvertes pour continuer à produire de l'énergie à partie d'une autre source. Plusieurs d'entre nous ont posé la question de savoir si ce serait rentable et adéquat de remplacer les centrales alimentées au charbon par des centrales au gaz, par exemple, particulièrement si on dispose d'une nouvelle technologie permettant de réduire les émissions de carbone. On nous a expliqué que l'Ontario envisageait sérieusement d'utiliser des sources de remplacement dans au moins deux ou trois de ses centrales.

Peut-être pourriez-vous nous dire ce que vous en pensez. Nous aimerions bien comprendre ce que cela implique.

M. Butler : Je vais vous parler en détail de la biomasse et de l'alimentation au charbon, c'est-à-dire de ce qui se fait en Ontario, quand nous arriverons à la partie que j'ai consacré à ce volet.

À la page 8, vous voyez la place qu'occupe le charbon parmi les combustibles fossiles au Canada. Il représente près des deux tiers des sources d'énergie fossiles au pays. Actuellement, cela équivaut à environ 89 milliards de tonnes de charbon, que l'on retrouve essentiellement en Alberta et en Saskatchewan.

Si on peut tirer parti de technologies telles que la gazéification in situ, comme on projette de le faire en Alberta, le gouvernement de cette province mettrait à profit près de 2 billions de tonnes de charbon. Si cela se concrétise, le charbon éclipserait dans le graphique que je vous ai présenté la quantité d'énergie disponible tirée de ressources souterraines dans l'Ouest du Canada. Si certaines de ces nouvelles technologies se révèlent concluantes, des provinces comme l'Alberta et la Saskatchewan pourront compter sur d'énormes quantités d'énergie supplémentaire.

À la page 9, je vous donne une indication de la façon dont est répartie la production d'électricité au Canada. Bien des provinces comme la Colombie-Britannique, le Manitoba et le Québec, entre autres, profitent de toute l'énergie hydraulique dont nous jouissons pour tirer profit cette ressource. Cela représente près des deux tiers de la production d'énergie au Canada. En deuxième position arrive l'énergie thermique, issue en très grande partie de la production d'électricité à partir de charbon.

Vous pouvez constater que la part représentée par l'énergie nucléaire est assez importante. Ensuite, il y a d'autres composantes, comme les turbines à gaz, la combustion interne et quelques projets écologiques, comme ceux favorisant l'exploitation de l'énergie éolienne, qui occupent une place encore modeste dans la production d'énergie au Canada.

Je ne veux pas m'étendre sur le sujet, mais il y a des rumeurs selon lesquelles des mesures réglementaires pourraient viser les centrales au charbon qui auront atteint un certain âge. À la page 10, je vous présente un graphique indiquant l'âge qu'auront les centrales au charbon en 2020 au Canada. Vous remarquez que seules quelques-unes auront 40 ou 45 ans et, à ce moment-là, elles seront arrivées au terme de leur vie utile. Le graphique vous indique également où sont situées ces centrales sur le territoire national. La grande majorité, représentée par la bande bleu ciel, dans la partie supérieure du graphique, est concentrée en Alberta.

Début décembre, la production d'énergie tirée du charbon s'établissait à environ 6 000 mégawatts. Depuis, on a perdu 550 mégawatts à cause de problèmes techniques. Dans le prochain mois, on projette de relancer Keephills 3, une centrale au charbon de 450 mégawatts, ce qui ramènera la production des centrales alimentées au charbon à 6 000 mégawatts en Alberta.

Le président : Pourriez-vous nous dire combien le Canada compte en tout de centrales thermiques alimentées au charbon?

M. Butler : En tenant compte de la fermeture passée ou en cours de toutes les centrales ontariennes, on en dénombre environ 40.

Le sénateur Banks : Dans ce graphique, on présume qu'il n'y a aucune de ces centrales en Ontario.

M. Butler : C'est exact. On s'attend à ce que d'ici 2014 elles aient toutes fermé dans cette province. C'est la raison pour laquelle elles ne sont pas représentées dans les projections pour 2020. À ma connaissance, il en reste à peu près 40.

Le président : On nous a dit également, et j'ai entendu ou vu quelque chose là-dessus dans les médias aujourd'hui, qu'on ouvre une nouvelle centrale thermique alimentée au charbon par semaine, actuellement, en Chine. Est-ce vrai?

M. Butler : C'est ce que je me suis laissé dire aussi.

Le président : Cela représente 52 centrales par année, soit plus que le nombre total de centrales que nous avons au Canada.

M. Butler : Nous sommes en train d'en construire une qui sera exploitée cette année. La dernière remonte à 2005; ce qui revient à dire que nous en ouvrons une tous les cinq ans. À mon avis, il va s'écouler encore beaucoup de temps avant que nous en construisions une autre, particulièrement à cause de l'incertitude entourant la législation sur les gaz à effet de serre.

À ma connaissance, à part une compagnie, rares sont ceux qui construisent des centrales au charbon ces temps-ci.

Le président : Est-ce sans compter l'apparition de nouvelles technologies et tout le reste?

M. Butler : Comme vous le verrez plus tard dans ma présentation, la majeure partie de la nouvelle technologie que nous connaissons, au moins celle qui est presque commerciale, atteint toujours des coûts prohibitifs. Je vais d'ailleurs vous parler du volet économique dans quelques instants.

À la page suivante est indiquée la capacité de production par province. D'ouest en est, la Colombie-Britannique dispose d'importantes ressources en hydroélectricité. L'Alberta et la Saskatchewan utilisent une forte quantité de charbon. Le Manitoba produit surtout de l'hydroélectricité. L'Ontario a actuellement quelques centrales alimentées au charbon, qui seront progressivement remplacées par des centrales au gaz naturel, et éventuellement hydroélectriques ou nucléaires.

Quant au Québec, comme vous le savez, il produit essentiellement de l'hydroélectricité. Plus à l'est, on retrouve quelques centrales au charbon et hydroélectriques, et enfin, Terre-Neuve-et-Labrador dispose d'une forte capacité hydroélectrique.

Je voudrais maintenant vous parler de quelques-unes des nouvelles technologies relatives au captage du carbone. À la page 12, on donne trois façons de réduire les émissions produites par les centrales alimentées au charbon.

La première consiste à améliorer le rendement, ce que nous avons fait en ayant recours à la combustion à pression supercritique de charbon pulvérisé. Selon ce procédé, on utilise des températures et des pressions de vapeur plus élevées pour accroître le rendement de la centrale. Afin de tirer profit de cette technologie, il faut employer des métaux et des alliages exotiques capables de résister à ces niveaux de température et de pression. À ce stade-ci, on fait face à des limitations techniques dans l'amélioration du rendement de base des centrales alimentées au charbon.

Il y a cinq ans, on a pris la décision de construire, au Canada, la première centrale thermique utilisant un procédé de combustion à pression supercritique de charbon pulvérisé appelée Genesee 3. D'ici quelques semaines, on ouvrira Keephills 3, une autre centrale bâtie sur le même modèle. L'une des principales raisons justifiant la construction de telles installations est le souci de mieux réduire l'empreinte carbonique et d'utiliser quelques alliages et métaux exotiques permettant d'accroître le rendement de la centrale.

On ne peut pas aller plus loin. Comme vous l'avez mentionné, il existe d'autres options de remplacement de combustible. Certains se sont donc penchés sur la possibilité d'utiliser de la biomasse mélangée à du charbon. En Ontario, on propose de remplacer à 100 p. 100 le charbon par la biomasse. En Nouvelle-Écosse, on voudrait remplacer une partie du charbon par de la biomasse dans le but de réduire l'empreinte carbonique des centrales.

Il y a d'autres endroits, en Amérique du Nord, où on envisage de remplacer le charbon par du gaz naturel, mais ce ne serait pas une bonne solution économique. Il y a plusieurs années, en Ontario, on a justement décidé de ne pas utiliser de gaz naturel. Il était plus logique de construire des centrales à cycle combiné au gaz naturel, qui étaient plus efficaces pour la combustion du gaz naturel qu'une centrale au charbon classique. Par conséquent, nos membres continuent d'étudier la possibilité d'utiliser un mélange de biomasse et de charbon. Nous n'envisageons pas de remplacer le charbon par du gaz naturel pour plusieurs raisons.

La troisième option concerne l'utilisation de nouvelles technologies pour capter le dioxyde de carbone. Cela consiste essentiellement à utiliser ces nouvelles technologies pour séparer le CO₂ produit par la centrale et l'entreposer.

Dans les deux ou trois diapositives suivantes se trouve un bref survol des trois façons de procéder. Il existe des dizaines de manières de faire différentes, mais je vais me concentrer sur trois procédés génériques.

Le premier fait appel à la technologique du captage postcombustion, qui permet de capter le CO₂ après la combustion du charbon. Pour ceux qui le connaissent, le projet Pioneer, mis au point par TransAlta, utilise ce procédé.

Le schéma de la page 13 montre comment le charbon et l'air permettent de produire de l'énergie. On prend le gaz de combustion et on capte le CO₂ au moyen de la technologie appropriée, mais on laisse les autres composants, essentiellement de l'azote, s'échapper par la cheminée. Une fois qu'on a capté le CO₂, on peut le stocker sous terre et le garder là indéfiniment.

La deuxième solution s'apparente à la première. Plutôt que de brûler le charbon avec de l'air, qui est chargé d'azote, on le fait avec de l'oxygène pour ainsi produire du dioxyde de carbone assez pur. Ce dernier est bien plus facile à capter, car il n'est pas dilué dans une quantité massive d'azote. On cherche actuellement divers moyens d'utiliser l'oxygène aux étapes initiales afin de produire du CO₂ plus concentré et de le capter en fin de processus.

La technologie suivante est la gazéification intégrée à cycle combiné ou GICC. Elle repose sur le principe selon lequel on peut oxyder partiellement un combustible solide comme le charbon avec de l'oxygène. On obtient ainsi un gaz synthétique composé d'hydrogène, de monoxyde de carbone et de dioxyde de carbone. Il est possible d'en extraire le dioxyde de carbone et d'utiliser l'hydrogène résiduel comme combustible ou charge d'alimentation à diverses fins.

Certains d'entre vous sauront peut-être que ces dernières années, Capital Power, autrefois appelée EPCOR, a réalisé une étude d'ingénierie préliminaire de 33 millions de dollars à cet égard. Le gouvernement du Canada a assuré le tiers du financement de cette initiative. La société a effectué l'étude la plus poussée au pays sur cette technologie. Je vous montrerai plus tard certains des résultats de cette étude concernant les coûts afférents à la technologie, à laquelle Capital Power s'intéresse particulièrement.

Si l'on revient à la page précédente, je devrais indiquer que SaskPower a mené une étude semblable sur le gaz oxygéné il y a quelques années. La société considérait à l'époque que cette technologie était prometteuse et a réalisé énormément de travaux à ce sujet.

La page 15 donne un aperçu de l'état des trois technologies dont j'ai parlé. Le premier point est quelque peu préoccupant, puisqu'il indique qu'il n'existe pas de centrale électrique au charbon de taille commerciale pratiquant le captage du CO₂. L'industrie de la production d'énergie emploi une technologie non commerciale.

Au cours des prochaines années, il pourrait se construire quelques centrales en Alberta, lesquelles seront dotées des premières technologies de captage partiel. Par exemple, la centrale de Project Pioneer dont j'ai parlé plus tôt permettra de capter peut-être 30 p. 100 du CO₂ qu'elle produit, mais n'ira pas jusqu'à en capter 90 p. 100. Il ne s'agira que d'un projet de démonstration partiel, même en 2015.

Nous sommes loin d'avoir des technologies d'application commerciale. Des dizaines sont en cours de développement, mais il s'écoulera bien une décennie avant que l'on puisse savoir si elles valent la peine qu'on aille plus loin.

Nous espérons que d'ici cinq ans, une demi-douzaine de centrales commerciales ouvriront à l'échelle internationale, ce qui contribuera à enrichir nos connaissances.

Pour ce qui est des premiers projets, ils pourront probablement capter de CO₂ pour plus de 90 $ la tonne. Pour mettre les choses en perspective, la taxe sur le carbone en vigueur en Alberta est fixée à 15 $ la tonne pour les émissions de CO₂, ce qui est loin d'être suffisant pour recouvrer les coûts du captage du carbone, selon les études que nous avons réalisées.

Project Pioneer est le projet mis de l'avant par TransAlta, qui affirme que sa technologie permettra le captage à 90 ou 100 $ la tonne.

Cela se traduira par une hausse de 70 $ par mégawattheure à un taux de captage de 90 p. 100, ce qui n'inclut pas la vente de CO₂. Le coût de production augmenterait donc de 60 p. 100 à 100 p. 100, selon le prix de l'électricité en vigueur.

Voilà donc le dilemme auquel nous sommes confrontés. Si l'on prend la technologie telle qu'elle est aujourd'hui, la facture s'annonce salée, particulièrement pour les consommateurs et les services publics. C'est pourquoi nous travaillons depuis dix ans avec de nombreux autres groupes pour trouver des technologies qui permettront de diminuer considérablement le coût.

Il est possible de tirer un certain profit du CO₂ capté. On peut le vendre pour faciliter la récupération de pétrole, ce qui se fait beaucoup en Saskatchewan. On peut également obtenir des crédits de carbone. Selon la manière dont les lois évolueront, il sera peut-être possible de retirer certains avantages du captage.

En Alberta, les crédits accordés actuellement peuvent peut-être valoir 15 $ la tonne, ce qui est loin de compenser les frais de 90 $ la tonne qu'il faut dépenser pour capter le carbone.

À partir de la page 16, j'aimerais revenir quelques années en arrière et vous faire part de ce que nous avons découvert dans le cadre des études assez exhaustives que nous avons réalisées à la phase II de nos travaux. Pour vous donner une idée de la qualité de ces études, sachez qu'il s'agit d'études de faisabilité. Les coûts estimatifs peuvent varier de 30 p. 100 et sont affichés en dollars de 2007; ce sont toujours les estimations les plus justes que nous avons pour le coût de ces technologies au Canada. Cependant, comme les coûts sont calculés en dollars de 2007, il faudrait les revoir avec une légère hausse pour avoir une idée des coûts actuels.

Le président : Monsieur Butler, j'aurais deux remarques à formuler. Tout d'abord, deux sénateurs sont arrivés depuis le début de la séance : le sénateur Dickson, de la Nouvelle-Écosse, et le sénateur Neufeld, de la Colombie-Britannique.

De plus, toutes intéressantes que soient ces nouvelles technologies, dans les faits, il n'existe pas une seule centrale au charbon qui soit dotée de la nouvelle technologie permettant de réduire les émissions de CO₂.

Autrement dit, toutes les nouvelles installations qui ouvrent en Chine au rythme d'une par semaine reposent sur les vieilles méthodes et rejettent toujours autant de pollution dans l'atmosphère. Aux États-Unis, où au moins 16 États dépendent énormément du charbon, les centrales au charbon poussent presque aussi rapidement qu'en Chine. J'étais justement là-bas la semaine dernière et j'ai cru comprendre qu'ils construisent de nouvelles centrales; est-ce le cas?

M. Butler : À ce que je sache, ils n'en ont pas construites depuis deux ans, même s'ils envisagent d'en bâtir d'autres.

Le président : C'est peut-être de cela dont j'ai eu vent.

M. Butler : Il existe des projets de démonstration un peu partout dans le monde, mais, d'après ce que je sais, aucune centrale au charbon ne capture plus de 20 p. 100 des émissions de CO₂. Selon moi, en deçà de ce seuil, ce ne sont pas des centrales commerciales, mais des projets de démonstration.

Il existe de par le monde une poignée de centrales de gazéification qui captent le CO₂. Le CO₂ capté dans celle du Dakota du Nord est envoyé en Saskatchewan, mais ne sert pas à produire de l'électricité. Quelques centrales situées en Chine et dans d'autres pays captent le CO₂ pour fabriquer des produits chimiques destinés à d'autres fins.

Là où je veux en venir, c'est que cette technologie n'a jamais été utilisée avec le charbon pour produire de l'électricité à des fins commerciales.

L'étude réalisée à la phase II dont je vais vous parler dans quelques instants contient certaines des meilleures estimations canadiennes dont nous disposons. À la page 17, du côté gauche, on peut voir le coût de la production d'électricité en dollars par mégawattheure.

Le coût de production d'électricité d'une centrale au charbon supercritique serait d'environ 90 $ par mégawattheure la première année. Si ces centrales effectuaient l'épuration des amines et pouvaient tirer des revenus substantiels de la vente de CO₂, il en coûterait au moins 130 $, si ce n'est davantage. Rappelez-vous que ces chiffres datent de quatre ans.

Le premier chiffre concerne l'épuration des amines, une forme de capture après la combustion voisine de la technologie employée par TransAlta.

Le chiffre suivant concerne le gaz oxygéné et s'apparente aux résultats de l'étude d'ingénierie préliminaire effectuée par SaskPower il y a quelques années sur les coûts comparables. La colonne de droite correspond à la gazéification du charbon intégrée à un cycle combiné, une technologie que nous avons trouvée très onéreuse à l'époque, il y a quatre ou cinq ans.

Ces chiffres sont encore assez justes, quoiqu'un peu bas, puisque que l'inflation et la hausse des prix des dernières années devraient les avoir fait augmenter. Ils n'en démontrent pas moins que le captage du CO₂ avec ces technologies fera considérablement augmenter les coûts des centrales, même si ces dernières réussissent à tirer profit de la vente de CO₂.

À la page 18, nous avons tenté d'illustrer combien coûterait le captage d'une tonne de CO₂. Pour l'épuration des amines, qui ressemble à la technologie employée par TransAlta, nous avons établi, en nous fondant sur les études réalisées il y a quatre ans, qu'il en coûterait 90 $ la tonne. Le coût serait environ le même pour le gaz oxygéné et bien plus élevé pour la GICC. La dernière colonne concerne la polygénération, dont je traiterai plus tard. L'un des avantages de la gazéification, c'est que l'on peut utiliser l'hydrogène qui résulte du processus à diverses fins. On peut, par exemple, le brûler dans une centrale électrique pour produire de l'électricité, l'utiliser pour la valorisation du pétrole lourd ou s'en servir comme matière première pour fabriquer des produits chimiques. La « polygénération » consiste à utiliser une partie de l'hydrogène pour produire de l'électricité, puis à vendre ce qui reste au marché de l'hydrogène.

Comme l'hydrogène a une valeur économique supérieure à l'électricité, du moins selon l'étude, il tend à réduire le coût réel du captage de CO₂. Nous avons donc intérêt à déterminer quelle est la manière optimale d'utiliser notre charbon dans ce processus. Si on peut produire autre chose que de l'électricité, nous devrions y regarder de plus près.

J'aimerais terminer avec quelques observations sur le coût ajouté de la capture de CO_2. À la page 19, CSC est l'acronyme du captage et du stockage de carbone. Ce processus aura un coût ajouté substantiel avec les technologies actuelles. Les coûts de la gazéification étaient bien plus élevés que ne le laissait entendre la documentation. Je vous conseille de prendre cette dernière avec un grain de sel, car elle contient beaucoup de propagande sur les coûts de la technologie. À mesure que nous entreprenons des études d'ingénierie préliminaire, nous constatons que ces coûts sont bien plus importants que prévu. C'est d'ailleurs pour cette raison que la majorité des projets d'usine de gazéification ont été annulés aux États-Unis. Les promoteurs croyaient que les coûts étaient raisonnables, mais quand ils ont commencé à effectuer des études à grands frais, ils ont constaté que ces coûts étaient faramineux. Ils ont donc mis fin aux projets.

Pour vous donner une idée, il peut en coûter jusqu'à 50 millions de dollars pour avoir une bonne estimation des coûts d'une de ces technologies. Nous avons dépensé 33 millions de dollars pour examiner la GICC avec Power Corporation, qui aurait voulu investir davantage parce qu'elle n'a pas terminé de calculer le prix de revient de certains éléments. La facture est salée si l'on veut déterminer précisément combien coûte la technologie. Ainsi, tant que l'on n'aura pas réalisé l'étude de qualité et construit quelques centrales, il sera difficile d'avoir l'heure juste.

Ici encore, les coûts liés à la conformité pour le CO₂ ou les frais d'atténuation doivent avoisiner les 90 $ la tonne avant que l'on envisage d'adopter physiquement ces technologies. Tant que ce seuil n'est pas atteint, nous préférerions probablement passer notre tour, si je puis m'exprimer ainsi, car c'est à partir de là qu'il commence à être rentable d'acheter des crédits à 90 $ la tonne pour adopter une technologie très risquée et non commerciale. Pour l'instant, c'est le genre de compromis qu'il faut accepter de faire.

Comme nous l'indiquons à la page 20, il n'existe pas de solution miracle pour épurer le charbon. J'ai parlé plus tôt cette semaine avec l'un de mes homologues qui travaille pour le National Energy Technology Laboratory du Department of Energy des États-Unis. Cet organisme a investi 900 millions de dollars pour faire des études de base sur 30 nouvelles technologies. Après avoir pris connaissance de ces travaux et étudié les technologies en question, il a convenu qu'il n'existe pas de solution miracle; même ces études de 900 millions de dollars n'ont pas permis d'en trouver. Il faudra peut-être du temps avant que l'on ne mette au point des technologies permettant de capter le CO₂ pour beaucoup moins que 90 $ la tonne. La bonne nouvelle, c'est que l'on construit actuellement des dizaines d'usines pilotes de captage de carbone dans le monde. Il y en a quelques-unes en Alberta et dans diverses régions du monde où l'on commence à adopter ces technologies pour tenter d'en comprendre le fonctionnement et de chercher à réduire les coûts.

Pour cette raison et comme les coûts de captage sont élevés, il est recommandé d'essayer un large éventail de technologies pour tenter de déterminer lesquelles ont un avenir.

J'aimerais maintenant prendre quelques instants pour parler des travaux plus récents que nous avons effectués ces dernières années. Nous avons entrepris une importante étude sur le captage après la combustion avec l'Electric Power Research Institute (EPRI), aux États-Unis. Nous nous sommes également intéressés à la valorisation du charbon et avons travaillé énormément avec les laboratoires de CanmetENERGY.

Le sénateur Banks : Qu'est-ce que la valorisation du charbon?

M. Butler : Le charbon peut contenir beaucoup d'eau et de cendre, des composantes non destinées à la combustion. En extrayant une partie de ces matières du charbon, on devrait pouvoir rendre la centrale plus efficace. Nous sommes en train de chercher à voir si c'est réalisable, en collaboration avec l'Electric Power Research Institute et Sherritt Technologies. Dans quelques mois, nous devrions avoir terminé l'étude sur la question. Cette technologie a l'avantage de réduire les émissions de CO₂; c'est minime, mais il semble que la technologie soit digne d'intérêt.

J'ai indiqué précédemment que l'un de nos membres a mené une étude d'ingénierie préliminaire de 33 millions de dollars sur la gazéification. Nous étudions les autres progrès réalisés à cet égard avec l'EPRI et avons effectué une recherche de 1,3 million de dollars avec Jacobs Consultancy sur un éventail de technologies de gazéification; je vous en exposerai certaines dans quelques instants. Nous avons également étudié la cocombustion avec la biomasse, dont j'aimerais vous entretenir brièvement.

Il existe diverses formes de biomasse au Canada, comme le lin, la paille et les granules de bois; le bois d'arbres dévastés par les insectes en Alberta et en Colombie-Britannique; et les peupliers et d'autres arbres qui seraient cultivés pour alimenter les centrales au charbon. L'ennui, c'est que le transport de la biomasse est cher parce que la matière contient beaucoup d'eau. D'un point de vue économique, on ne peut transporter qu'une quantité donnée de biomasse dans un certain rayon de la centrale. C'est pourquoi la plupart des plantes utilisées comme biomasse au Canada sont relativement petites.

L'Ontario est en train de remplacer complètement le charbon par de la biomasse de diverses sources pour alimenter ses centrales. Il est cependant difficile de trouver une quantité suffisante de biomasse à un prix raisonnable, compte tenu de la quantité considérable de matière nécessaire pour alimenter complètement une centrale au charbon. Il faut donc transporter la matière sur de longues distances. Nous verrons bien ce qu'il adviendra de ce côté.

L'un de nos membres, Nova Scotia Power, propose de remplacer une partie du charbon par de la biomasse pour alimenter ses centrales. Nous avons mené deux études cette année pour voir comment on peut alimenter en biomasse les centrales au charbon. Par exemple, le Canada exporte annuellement 1,3 million de tonnes de granules de bois, principalement vers l'Europe. Nous collaborons avec la Wood Pellet Association of Canada pour voir s'il est possible de garder une partie de ces granules au pays pour alimenter certaines de nos centrales au charbon. Nous examinons la question.

Voilà que nous amène à la page 22. Cette diapositive présente le coût du captage du CO₂ au moyen des diverses technologies de gazéification que nous avons étudiées l'an dernier. Il existe un lien avec les résultats de l'étude de 1,3 million de dollars que nous avons menée avec Jacobs.

Le président : Permettez-moi de revenir un instant aux granules de bois. Font-ils partie de la biomasse?

M. Butler : Il s'agit bien de biomasse.

Le président : Et nous les exportons dans des pays qui l'utilisent comme combustible?

M. Butler : En effet. Comme les coûts d'atténuation des émissions de CO₂ sont beaucoup plus élevés dans ces pays qu'au Canada, ils peuvent se permettre d'acheter ces matières pour réduire leurs émissions. C'est moins cher que d'acheter des crédits.

Le président : Ces pays ont une taxe ou un programme de plafonnement et d'échange du carbone?

M. Butler : Oui.

Le président : Merci.

M. Butler : La présente diapositive montre le coût du captage du CO₂ au moyen de diverses technologies de gazéification. Nous en avons étudiées huit ou neuf. Comme un bon nombre d'entre elles en sont à diverses étapes de développement, il est difficile d'en évaluer les coûts. Par exemple, quelques centrales Siemens 500, représentées par cette colonne, sont en construction. Le chiffre de la colonne de gauche, intitulée Cap FEED, vient de l'étude d'ingénierie préliminaire que Capital Power a effectuée plus tôt cette année. Le gouvernement de l'Alberta investit des sommes considérables dans une centrale de démonstration dotée de la technologie PWR, dont le coût avoisine les 120 $ la tonne. Elle est plus intéressante que les autres solutions. Nous espérons qu'elle sera un jour commercialisée. Cela vous donne un aperçu de nos travaux.

Dans la prochaine page, nous voulions vous donner une idée de ce qu'il en coûterait pour produire de l'électricité avec ces technologies. Sur la gauche figure le coût de production en dollars par mégawattheure. L'acronyme SCPC sous la colonne de gauche signifie charbon pulvérisé supercritique. C'est notre référence. C'est ce que nous ferions aujourd'hui si nous commencions avec le charbon. Le coût approximatif est légèrement inférieur à 100 $ le mégawattheure.

Si l'on part de la colonne de gauche, les colonnes suivantes correspondent aux diverses technologies que nous avons étudiées pour produire de l'électricité au moyen de la gazéification. L'addition des segments rouges et bleus donne le coût de ces technologies. Les segments rouges indiquent le prix auquel nous pensons pouvoir vendre le CO₂, alors que les segments bleus montrent le coût net, si l'on veut voir les choses sous cet angle.

Le sénateur Massicotte : Toutes ces technologies incluent le captage de CO₂?

M. Butler : Oui. Les segments rouges correspondent à la valeur de vente du CO₂ capté. Si cette valeur de vente était nulle, alors les coûts de ces technologies seraient au sommet du segment. C'est notre façon d'indiquer ce que nous avons prévu pour le CO₂.

Ce qu'il faut retenir, c'est que le recours à la gazéification pour le captage du carbone aurait souvent pour effet de doubler le prix de l'électricité, ce qui en fait une solution onéreuse.

On peut également aborder la question sous l'angle du coût de construction : celui de la centrale au charbon supercritique de référence est d'environ deux milliards de dollars, alors que celui de la centrale Siemens 500, qui est approximativement de la même taille, serait d'environ cinq milliards de dollars. Il ne faut pas oublier que cette dernière technologie est légèrement moins efficace et s'accompagne d'un coût d'exploitation et d'entretien plus élevé. Et ce n'est que l'un des coûts, soit le coût en capital. La différence de coût est substantielle dans le cas présent. C'est pourquoi les sociétés, après avoir commencé à réaliser des études poussées, ont abandonné cette technologie.

Nous espérons que certains des progrès que nous avons observés relativement aux gazéifieurs et à d'autres mécanismes se traduiront par une diminution des coûts. La colonne du milieu semble témoigner d'une certaine baisse des coûts. Nous pensons que cette baisse se poursuivra à mesure que la technologie évolue. Il s'agit toutefois d'une solution onéreuse avec la technologie dont nous disposons actuellement.

Le sénateur Massicotte : Quel est le coût en capital?

M. Butler : Dans le cas présent, nous avons utilisé un coût en capital moyen pondéré de neuf pour cent ou légèrement plus élevé.

La page 24 traite de la polygénération. Le principe est le suivant : si l'on alimente le gazéificateur avec du coke, du charbon ou une autre matière avec de l'oxygène, on peut produire un gaz synthétique constitué d'hydrogène et d'autres composés chimiques, comme le dioxyde de carbone. Si l'on extrait ce dernier, il ne reste que l'hydrogène. J'ai indiqué plus tôt que l'hydrogène peut servir à produire de l'électricité, se vendre sur le marché de l'hydrogène ou servir de matière première pour la fabrication d'autres produits chimiques. Voilà ce que l'on entend par polygénération; on produit à la fois de l'hydrogène et de l'électricité.

Nous nous sommes intéressés à cette solution parce que nous croyons que, à situations égales, l'hydrogène a probablement une valeur plus élevée s'il est pris comme tel que s'il sert à produire de l'électricité. À la page 25, nous voulions déterminer s'il valait la peine ou non d'utiliser du charbon au lieu du gaz naturel pour produire de l'hydrogène. La vaste majorité de l'hydrogène produit pour la valorisation du pétrole lourd, comme on le fait en Alberta par exemple, est fait à partir de gaz naturel au moyen d'un processus appelé reformage du méthane à la vapeur. C'est à cette technique à laquelle l'acronyme SMR fait référence. Nous avons comparé le coût de la production d'hydrogène avec du charbon à celui de la production d'hydrogène avec du gaz naturel comprenant le captage du carbone, car nous voulions savoir quelle solution était la meilleure. Le projet Shell Quest, actuellement mis en œuvre en Alberta, consiste à capter le carbone à partir de trois réformateurs de méthane à la vapeur. Nous voulions déterminer si la gazéification du charbon serait plus intéressante que la technologie de Shell. C'est ce que nous cherchions à savoir.

Le tableau présente le coût du captage du CO₂ en dollars par tonne. Si un réformateur de méthane à la vapeur ne capte que 50 p. 100 du CO₂, cette technologie coûtera environ 60 $ la tonne, selon nos estimations. Avec la polygénération, une méthode de gazéification où la moitié de l'hydrogène produira de l'électricité et l'autre moitié ne produira que de l'hydrogène, on peut constater que les coûts sont supérieurs à ceux de la méthode précédente.

Nous avons également examiné une autre technologie permettant de capter 90 p. 100 du CO₂ d'un réformateur de méthane à la vapeur. Cette solution s'est révélée plus onéreuse, car le CO₂ est plus difficile à capter. Nous avons comparé cette technologie à la polygénération où l'hydrogène sert intégralement à la production d'hydrogène et n'est pas utilisé pour la production d'électricité, par exemple. Les chiffres de ces deux technologies sont comparables.

Essentiellement, on peut en retenir que si l'on ne cherche pas à capter 90 p. 100 du CO², alors le reformatage du méthane à la vapeur, qui tire parti de la haute pression et de la concentration élevées de CO₂, permet le captage à un coût relativement faible, si l'on considère que 60 $ la tonne est économique.

La diapositive suivante montre les coûts réels en dollars par tonne de la production d'hydrogène. Habituellement, un réformateur de méthane à la vapeur produit une tonne d'hydrogène pour environ 2 000 $. Si l'on effectue un captage partiel du carbone avec cette technologie, à l'instar de Shell, les coûts n'augmentent pas beaucoup. Par contre, si l'on recourt à la polygénération, une technologie où la moitié de l'hydrogène sert à la production d'électricité, qui est illustrée par la colonne du milieu, alors les coûts sont substantiels. Il en va de même si l'on cherche à capter la quasi totalité du dioxyde de carbone avec un réformateur de méthane à la vapeur. Nous voulions déterminer s'il était rentable d'utiliser du charbon au lieu du gaz naturel pour produire de l'hydrogène. Pour l'instant, les prix du gaz naturel étant ce qu'ils sont, il ne vaut pas la peine d'utiliser le charbon. La situation pourrait changer si la technologie progresse ou le prix du gaz naturel augmente, mais ce sont là nos conclusions.

J'aimerais passer à la diapositive suivante, qui présente les coûts établis par le NETL en zone verte. NETL est l'acronyme correspondant aux National Energy Technology Laboratories, c'est-à-dire les laboratoires du ministère de l'Environnement des États-Unis, qui ont publié récemment d'excellents rapports sur diverses technologies. À la page 28, le tableau du haut montre les coûts en dollars par mégawattheure. C'est l'estimation que ces laboratoires ont faite du coût de la production d'électricité aux États-Unis. Pour vous expliquer ce qu'il en est, le premier chiffre correspond au SCPC, soit le charbon pulvérisé supercritique, une technologie semblable à celle que nous employons à Genesee 3 et Keephills 3, en Alberta. On peut voir que le coût est de 68 $ par mégawattheure. Le coût de production est apparemment moins élevé aux États-Unis qu'en Alberta.

Le chiffre suivant fait référence au IGCC, ou charbon intégré à un cycle combiné. Les coûts augmentent de près de 90 p. 100 avec cette technologie. « Amine » correspond à l'épuration à l'amine, une forme de captage après la combustion. Les chiffres bondissent de près de 90 p. 100.

Il est intéressant de constater que l'étude donne à penser que le gaz oxygéné pourrait avoir un avantage concurrentiel sur d'autres technologies. Cette solution fait donc partie de celles que nous entendons étudier plus à fond au cours des prochaines années.

Le tableau du bas illustre le coût évité. C'est semblable au coût du captage du CO₂. On peut voir, pour les deux premières technologies, que le coût est d'environ 85 $ la tonne, alors que celui du gaz oxygéné pourrait être légèrement inférieur, selon cette étude de base. Une fois encore, il s'agit d'une technologie que nous voulons examiner plus en profondeur dans l'avenir.

Le coût évité diffère du coût de captage, qui entraîne des coûts et une consommation d'énergie considérables. On divise donc le coût de captage par la quantité de CO₂ capté. L'ennui, avec ces technologies, c'est qu'elles produisent du CO₂ pour capter du CO₂ parce qu'elles consomment de l'énergie. Donc, au lieu de diviser par la quantité de CO₂ capté, on le fait par la quantité de CO₂ capté moins la quantité de CO2 produit pour capter le CO₂. Voilà où le bât blesse. Par définition, le chiffre net est inférieur à la quantité captée, ce qui fait que les coûts évités tendent à être supérieurs aux coûts de captage. On peut expliquer l'équation de diverses façons, mais c'est ce que l'on entend par coût évité.

En guise de conclusion, j'aimerais vous transmettre quelques messages de notre direction. La technologie de captage et de stockage du carbone, ou CSC, n'est pas encore prête à être entièrement adoptée pour la production d'électricité. Nous y sommes presque. Dans cinq ans, nous espérons que quelques centrales seront en activité, mais, pour l'instant, ce n'est pas encore une technologie pleinement commerciale.

Sachez en outre que le captage et le stockage du carbone est une solution onéreuse et très risquée. Comme cette technologie n'a jamais été construite, nous ne sommes pas certains de la manière dont elle fonctionnera et des genres de problèmes techniques qui surgiront si nous essayons de l'adopter. La construction d'une toute nouvelle centrale diffère totalement de la voie empruntée par TransAlta, qui consiste à implanter la technologie dans une centrale déjà existante et à modifier l'installation au coût d'un milliard de dollars pour tenter de faire fonctionner le tout. Cette facette comporte à elle seule toutes sortes de risques, et, pourtant, c'est dans une nouvelle centrale qu'on installe la technologie. Si l'on tente d'implanter ces technologies nouvelles dans une centrale vieille de 40 ans, on risque de rencontrer une foule de problèmes techniques. Il faudra probablement investir quelques centaines de millions de dollars pour prolonger de 20 ans la vie de la centrale pour que l'aventure en vaille la peine.

Troisièmement, il faudrait élaborer de nouvelles technologies et mettre en pratique les technologies existantes afin d'abaisser les coûts. C'est le seul moyen. Partout dans le monde, il y a des groupes qui y travaillent. On fait plein de découvertes intéressantes en laboratoire et nous espérons que d'ici dix ans, nous pourrons en tirer parti.

Nous devons également nous inspirer des initiatives de TransAlta et des autres, notamment en mettant au point des installations qui nous permettront de faire mieux la prochaine fois. Tant que cela n'est pas fait, nous n'arriverons pas à diminuer les coûts. Pour ces raisons, le gouvernement et l'industrie doivent faire leur part pour promouvoir une adoption plus large des technologies de captage et de séquestration du carbone dans le futur.

Voilà ce que je tenais à vous dire. C'est avec plaisir que je répondrai à vos questions.

Le président : Merci, monsieur Butler. C'était un exposé fort réfléchi et assez technique pour la majorité d'entre nous. Il va sans dire que ce dossier nous intéresse grandement, et nous nous efforçons de comprendre. J'ai ici une liste d'intervenants. Le premier à prendre la parole est le sénateur Mitchell.

Le sénateur Mitchell : Merci, monsieur Butler. Votre exposé était intense et très intéressant.

Tout d'abord, j'aimerais vous demander une précision. À la page 15, il est indiqué que dans le cas des premières centrales, il en coûtera probablement plus de 90 $ pour capter une tonne de CO₂. À la page 22, quand je regarde le coût par tonne, je ne vois aucune colonne qui s'arrête à 90 $; elles sont toutes au-dessus. Qu'est-ce que je suis censé comprendre?

M. Butler : Ces chiffres font référence aux technologies de gazéification. Les technologies dont il est question à la page 15 seront probablement mises en œuvre et ne sont donc pas des technologies de gazéification. Il s'agit plutôt de technologies de captage post-combustion, comme celles dans lesquelles investit TransAlta.

Le sénateur Mitchell : Avez-vous ajouté ce graphique sur la gazéification simplement pour montrer que ce n'est pas efficace même si cela fait actuellement l'objet de discussions?

M. Butler : Je l'ai indiqué parce que nous avons longtemps remis en question la pertinence d'aller de l'avant avec ces technologies.

Le sénateur Mitchell : D'accord, je vois.

À la page 25 de votre mémoire, je vois qu'un réformateur de méthane à la vapeur peut capter 50 p. 100 du CO₂ pour moins de 60 $ la tonne.

M. Butler : Tout à fait. Les réformateurs de méthane à la vapeur sont des technologies qui utilisent habituellement le gaz naturel pour produire de l'hydrogène. Ils ne se servent pas du charbon et ne produisent pas d'électricité. Nous avons comparé les technologies de polygénération qui utilisent le charbon pour produire à la fois de l'hydrogène et de l'électricité afin de voir si c'était rentable. La première colonne que vous voyez représente la technologie usuelle qui utilise le gaz naturel.

Le sénateur Mitchell : Cela m'amène à poser une question plus générale. On a parlé de remplacer graduellement les installations alimentées au charbon à moins de prouver qu'elles produisent un niveau d'émissions équivalant aux centrales alimentées au gaz naturel. Pourquoi alors ne pas laisser tomber le charbon et plutôt opter pour le gaz naturel?

Je ne voulais pas vous paraître brutal en vous posant cette question.

M. Butler : Cette question n'est pas traitée ici parce que nous ne nous sommes pas attardés sur les centrales qui produisent de l'électricité à partir du gaz naturel. Nous nous sommes seulement penchés sur le gaz naturel utilisé dans la production de l'hydrogène. Les prix du gaz naturel étant ce qu'ils sont, il est vrai que nous pourrions produire de l'électricité à un coût attrayant grâce aux centrales électriques au gaz naturel à cycle combiné. Toutefois, si les prix du gaz augmentent, la situation pourrait changer. Les centrales alimentées au gaz naturel renferment des risques parce qu'on ne peut pas se protéger contre de futures fluctuations des prix. En Ontario, on a décidé d'aller de l'avant quand même. Les consommateurs ontariens prennent ce risque. C'est la raison pour laquelle on construit ces centrales. Les compagnies à l'origine de ces centrales se présentent à leur banque avec un contrat d'achat d'électricité à long terme conclu avec l'Ontario, et les banques veulent bien faire affaire avec elles, étant donné qu'elles ne prennent pas de risques.

Or, si vous vous présentez à la banque en disant qu'il n'y a aucun moyen de se protéger contre les pertes associées à l'augmentation du prix du combustible pour les 20 prochaines années, comme c'est le cas en ce moment en Alberta, c'est une autre paire de manches. Il y a beaucoup d'instabilité du côté des combustibles, ce qui compte pour beaucoup dans le coût d'une installation au gaz naturel à cycle combiné, et ce, sans parler de l'exposition potentielle au prix de l'électricité en Alberta, qui fluctue aussi énormément.

Dans le cas d'une centrale alimentée au charbon, le coût du charbon est fixé en grande partie dès le départ, au moment même d'acheter les grues, les camions et les pelles. C'est très différent, et le charbon n'est pas ce qu'il y a de plus coûteux dans une centrale, comparativement au gaz naturel.

Le sénateur Mitchell : Les centrales alimentées au charbon possèdent-elles le charbon? Elles ne vont pas l'acheter?

M. Butler : Habituellement, oui.

Le sénateur Mitchell : Que fait-on sur les plans des changements climatiques et des émissions de carbone qui, compte tenu de vos activités, sont deux préoccupations incontournables? Qu'est-ce que votre industrie pense de la sévérité des normes relatives aux changements climatiques? Y adhérez-vous par obligation? Considérez-vous qu'il serait essentiel d'attribuer un prix aux émissions de carbone? Si oui, envisageriez-vous une taxe ou un système de plafonnement et d'échange?

M. Butler : Notre organisation ne m'a pas demandé de me prononcer sur la question des changements climatiques ni sur les mesures législatives qui s'imposent. Si vous retournez au premier point, et je tiens à le souligner, vous verrez que notre objectif est de montrer que la production d'électricité au charbon peut répondre à des préoccupations environnementales et nous mener vers un avenir énergétique plus propre.

Nous reconnaissons la nécessité de trouver des solutions viables afin de réduire les émissions des centrales au charbon. Nous le faisons depuis plus d'une décennie. Nous avons d'ailleurs investi plus de 50 millions de dollars pour atteindre cet objectif.

Ce que je peux vous dire à ce sujet, c'est que l'industrie veut que les choses soient claires. Il nous est difficile — si je reviens à votre question — de vous dire ce qu'il faut faire, car si le prix du carbone est élevé, cela nous obligera à mettre au point ce genre de technologies; à l'inverse, si le prix du carbone est bas ou si l'exigence à l'égard des émissions de CO₂ est inférieure, cela nous donnera la possibilité de construire d'autres technologies.

En l'absence de consignes claires, nos membres auront du mal à savoir vers quoi se tourner. Ils prennent des risques énormes. S'ils misent sur une technologie en particulier et que les choses se passent autrement, ils se retrouvent dans une situation différente.

Pour ce qui est des changements climatiques, nos membres sont conscients qu'ils doivent prendre des mesures concernant les émissions. C'est d'ailleurs pourquoi nous y avons consacré autant de temps. Au début, nous nous sommes plutôt attardés aux autres émissions, c'est-à-dire au mercure, au sulfure, et cetera. Plus récemment, nous nous sommes concentrés sur les technologies de captage du carbone.

Le sénateur Mitchell : Pardonnez-moi encore une fois d'être aussi direct, mais qu'est-ce que ça peut bien vous faire puisqu'au bout du compte, n'importe quel combustible vous permet de demeurer concurrentiel? Si tout le monde doit utiliser le gaz, en quoi cela dérange-t-il la société TransAlta, surtout si cela peut contribuer à sauver la planète?

M. Butler : Si on examine les coûts d'une technologie par rapport à une autre, il n'est pas clair que ce sont les centrales au gaz naturel à cycle combiné...

Le sénateur Mitchell : En raison de ce problème de protection. Tout le monde a ce problème.

M. Butler : Il y a la question des risques, mais aussi des coûts. Si le prix du gaz naturel retourne à ce qu'il était il y a 3 ou 4 ans, il n'est pas évident tout de suite que les installations au gaz naturel à cycle combiné peuvent faire le poids contre les centrales au charbon.

L'une des centrales au gaz naturel à cycle combiné qui a été construite tout près de Calgary il y a quelques années a éprouvé des difficultés financières en raison des risques dont je viens de parler. C'est la raison pour laquelle on en retrouve si peu en Alberta. Le charbon est une ressource abondante. Même si c'est une énergie polluante, elle ne coûte pas cher et nos membres en ont beaucoup. Il en ont toujours profité.

Ce qui me préoccupe, c'est que le gaz naturel peut servir à beaucoup d'autres fins; et si l'industrie en Amérique du Nord doit renoncer au charbon, la demande de gaz naturel va exploser. À mon avis, il y aura une pression à la hausse sur le coût du gaz naturel, et ce, même en dépit de l'exploitation du gaz de schiste. C'est risqué.

Le sénateur Brown : Vous nous avez exposé des propositions et des chiffres intéressants.

Je pensais que la Canadian Clean Power Coalition serait plus ouverte à d'autres combustibles que le charbon. J'aurais pensé que vous auriez peut-être fait des comparaisons avec d'autres technologies destinées à remplacer le charbon. Avez-vous envisagé l'énergie éolienne qui, par exemple, coûte beaucoup plus cher au départ et qui nous permet d'atteindre 20 p. 100 de nos objectifs, ou l'énergie solaire? Avez-vous réalisé des études à ce chapitre?

M. Butler : Je peux répondre. Je vais commencer par parler de l'énergie solaire. En Ontario, l'Office de l'électricité de l'Ontario octroie des contrats à des gens qui construisent des générateurs solaires au coût de 440 $ par mégawattheure. Cela représente six ou sept fois le prix courant de l'électricité. Si les gens veulent le faire, tant mieux. Si le gouvernement ontarien accepte de financer des technologies qui reviennent cinq ou six fois plus cher que ce que coûte actuellement l'électricité, il est libre de le faire. C'est bien au-dessus du coût de toutes les technologies que je vous ai présentées aujourd'hui.

Quant à l'énergie éolienne, on offre des contrats pour des projets au coût de 135 $ par mégawattheure, ce qui est de loin supérieur aux 90 $ dont je vous ai parlé plus tôt.

Encore une fois, l'énergie éolienne est plus onéreuse, mais beaucoup plus verte. L'une des difficultés avec le vent, c'est que c'est intermittent. On ne peut pas prévoir quand le vent va souffler. Si vous voulez que les lumières soient constamment allumées, vous ne pouvez pas compter strictement sur l'énergie éolienne.

Nous n'y voyons aucun inconvénient, et nos membres ont investi massivement dans les projets d'énergie éolienne. Les sociétés TransAlta et Capital Power, entre autres, ont une proportion importante de leur portefeuille investie dans l'énergie éolienne; mais on ne peut pas dépendre uniquement d'un tel système, car c'est beaucoup trop irrégulier.

Chose certaine, il y a place à d'autres projets d'énergie éolienne. Nous en sommes conscients, mais il est difficile de les financer actuellement, étant donné que les coûts en vigueur dans des provinces comme l'Alberta dépassent largement le prix courant de l'électricité sur nos marchés actuels.

Le sénateur Banks : C'est tout de même rassurant de savoir qu'on ne sera jamais à court de charbon. Si les temps sont difficiles, au moins, nous avons du charbon en abondance pour produire de l'électricité.

Il est également rassurant de savoir que les gens qui possèdent et consomment le charbon au pays travaillent fort. J'ai été intrigué par la question du sénateur Mitchell ainsi que par votre explication à savoir pourquoi il en était ainsi, mais attribuons cela à l'altruisme pour l'instant.

La plupart des membres de votre association sont des consommateurs et des producteurs de charbon. La société Capital Power, par exemple, possède beaucoup de charbon où nous habitons. Cependant, ce n'est pas le cas en Nouvelle-Écosse, et on y importe beaucoup de charbon. On utilisait auparavant le charbon de la province, mais plus maintenant. Je pense que la majeure partie vient de la Virginie.

Il y a d'importantes compagnies productrices de charbon au Canada qui exportent du charbon, par exemple, et dont le charbon ne sert pas à produire de l'électricité au pays.

M. Butler : C'est exact.

Le sénateur Banks : Avez-vous essayé d'attirer des producteurs de charbon parmi vos membres? Si oui, ont-ils manifesté de l'intérêt?

Nous n'entendons pas beaucoup parler du fait que l'industrie du charbon contribue à cette étude. Nous lisons que les consommateurs y contribuent, mais il semble que l'industrie charbonnière n'ait pas beaucoup à voir avec cette étude.

M. Butler : Sherritt Coal, qui est un important producteur de charbon au Canada, est l'un de nos membres.

Deuxièmement, sachez que le charbon a deux principales utilités. Il y a le charbon thermique, qui est utilisé dans la production de l'électricité, et le charbon métallurgique, qui sert à produire de la chaleur. Une grande proportion de notre charbon est exportée à l'étranger.

Nous avons demandé à des organisations comme l'Association charbonnière du Canada de se joindre à notre organisation. La grande majorité de ses membres sont des producteurs de charbon métallurgique et, par conséquent, ils n'ont pas d'intérêt direct dans le captage du carbone, étant donné qu'ils exportent leur charbon sur un autre continent.

Le sénateur Banks : Je comprends la situation. Vous ne pouvez pas dire à quelqu'un qui exporte du charbon en Chine que ses acheteurs doivent payer plus cher parce que nous devons investir dans la recherche afin de rendre cette énergie plus propre. Cependant, les vents ne tiennent pas compte des frontières nationales, et une grande partie de la pollution dans notre pays qui est directement attribuable au charbon n'est pas générée par notre pays.

J'imagine que vous avez répondu à ma question; ils ne sont pas intéressés. Je pense qu'ils devraient l'être.

M. Butler : J'ai essayé. Nous sommes toujours à la recherche de nouveaux membres.

Le sénateur Banks : J'espère qu'ils joindront leurs efforts aux vôtres. Avec respect, compte tenu de la situation et des chiffres liés à la production d'énergie et à la consommation d'électricité provenant de toutes les sources, mais particulièrement du charbon, sachez que cinq millions de dollars par année sur 10 ans, ce n'est pas beaucoup d'argent. Et je considère que tout ce qui compte plus de trois zéros représente beaucoup d'argent, mais à mon avis, cinq millions de dollars par année sur 10 ans pour produire et exporter de l'énergie, ce n'est pas beaucoup. C'est mon opinion.

D'où vient le CO₂ dans le Dakota du Nord? D'une usine qui fabrique quelque chose, un sous-produit? Nous avons toujours été intrigués par le fait que RNCan importe du CO₂. Nous le rejetons dans l'air et RNCan paie beaucoup d'argent pour amener le CO₂ dans un pipeline qu'il a largement financé à des fins de récupération du pétrole, et non pas de séquestration. D'où cela provient-il?

M. Butler : Il y a une usine de gazéification dans le Dakota du Nord où on produit du gaz naturel synthétique. On produit du méthane ou du gaz naturel.

Le sénateur Banks : C'est un sous-produit.

M. Butler : Oui. Effectivement, cette usine a fait faillite il y a quelques années. Je crois savoir qu'on a fait une croix sur le capital. Dans le cadre de la restructuration, il y a quelques années, on avait mis en place un plan en vue de rehausser la valeur économique. Une entente avait été conclue entre la Saskatchewan et différentes entités gouvernementales aux États-Unis pour acheminer de grandes quantités de CO₂ en Saskatchewan à des fins de récupération assistée du pétrole.

Il y a environ 90 projets partout dans le monde qui utilisent le CO₂ dans la récupération assistée du pétrole. De ce point de vue, cette technologie est bien mûre. Nous espérons que d'autres projets de ce genre seront mis en branle.

Le sénateur Peterson : Connaissez-vous le centre IPAC-CO₂, situé à Regina?

M. Butler : Oui.

Le sénateur Peterson : Quel procédé de captage du carbone y utilise-t-on?

M. Butler : Le centre d'évaluation a été conçu pour mettre à l'essai différentes technologies. On offre un approvisionnement en gaz de carneau, semblable à ce qu'on retrouve dans une centrale au charbon, aux gens qui souhaitent mener des travaux de recherche dans le domaine. On y utilise beaucoup de ce que nous appelons les technologies de captage post-combustion, comme celles employées par TransAlta. On a mis en place des installations d'essai où les gens peuvent avoir accès à du gaz de carneau ainsi qu'à divers outils et mesures pour évaluer l'efficacité de la technologie.

Le sénateur Peterson : A-t-on travaillé sur le projet de démonstration du barrage Boundary?

M. Butler : Si j'ai bien compris, on a décidé de reporter le projet d'envergure.

Le sénateur Peterson : Le projet mené par la Saskatchewan et le Montana.

M. Butler : J'ignore comment on a procédé, mais plus récemment, en ce qui concerne le projet du barrage Boundary, on avait proposé de reconfigurer l'une de ces unités de 150 mégawatts en la dotant d'une technologie de captage post-combustion. On allait utiliser la technologie Cansolv. Je crois savoir qu'on a annoncé la suspension des travaux il y a plusieurs semaines. On poursuit la reconstruction de la centrale au charbon existante, mais on ne procède pas tout de suite au captage du carbone.

Le sénateur Peterson : Je croyais qu'on avait indiqué que la technologie de captage du carbone serait mise en œuvre d'ici cinq ans. Y croyez-vous? C'est peut-être un peu trop ambitieux.

M. Butler : Nous espérons que l'Alberta aura construit quelques centrales d'ici cinq ans. Mis à part le projet du barrage Boundary, qui est le projet le plus avancé, je ne crois pas qu'il y ait d'autres centrales qui sont en construction actuellement en Saskatchewan.

Le sénateur Massicotte : Permettez-moi de répondre à votre exposé et dites-moi si j'ai tort. Il est souvent dangereux d'avoir peu d'information.

Je pars du principe que le charbon est très polluant. Il entraîne de graves conséquences pour notre planète. Vous pouvez ne pas être d'accord, mais certains disent qu'aux États-Unis, 110 000 personnes meurent chaque année à cause des cendres et des impacts de la combustion du charbon. Au Canada, cela toucherait entre 10 000 et 11 000 personnes chaque année. C'est un désastre. Nous devons nous débarrasser du charbon.

Par ailleurs, sur le plan pratique, d'après ce que j'ai lu, le monde entier déboursera beaucoup d'argent pour la production des énergies de remplacement, soit éolienne ou autre. De nombreux pays utilisent aujourd'hui deux fois plus les énergies de remplacement, surtout solaire et éolienne, mais malgré cet investissement substantiel, je crois que l'augmentation de l'électricité produite par les centrales alimentées au charbon l'an dernier était supérieure à toutes les énergies de remplacement combinées, surtout en Chine. Ici, nous avons davantage recours au charbon qu'aux autres formes d'énergie de remplacement, malgré les subventions considérables dont nous disposons.

Comment s'en sort-on dans ce cas? Nous dépendons de l'énergie et du charbon. Le charbon est très important pour la société, mais il a d'immenses répercussions.

Revenons à aujourd'hui. Je crois fermement aux forces du marché. Je présume que le marché établira un prix en fonction du coût du carbone, afin que ce soit juste pour tout le monde. Laissons donc les forces du marché agir. Si je faisais cette spéculation, je ne serais pas surpris qu'on n'obtienne jamais 90 $ ou 100 $ pour une tonne de charbon, parce que les gens trouveraient d'autres moyens de réduire leur consommation ou opteraient pour d'autres technologies. Autrement dit, on ne produirait plus de charbon parce que les gens trouveraient une autre façon d'économiser ces 90 $, s'ils devaient payer pour cela. Qu'en pensez-vous? Je sais qu'il y a beaucoup de spéculations là-dessus.

M. Butler : Je suis d'accord avec vous sur ce qui précède les 90 $ la tonne. J'ai toutefois du mal à accepter le reste.

Il m'est difficile de spéculer au nom de mes membres. Supposons qu'au Canada, deux mesures s'appliquent au carbone; d'une part, il faut payer 90 $ la tonne et, d'autre part, il faut réduire les émissions de 90 p. 100. Si on doit payer 90 $ la tonne et réduire ses émissions de 10 p. 100, c'est une chose, mais si on doit payer 90 $ la tonne et réduire ses émissions de 90 p. 100, c'en est une autre. Il y a deux éléments ici.

Si on n'a qu'à réduire les émissions de 10 p. 100, il y a de fortes chances que les gens essaient de s'en tirer en payant.

Si on doit payer 90 $ la tonne et capter 90 p. 100 de ses émissions de CO₂, il est fort probable que les gens voudront se tirer d'affaire à coup d'argent.

C'est mon opinion personnelle, car je ne peux pas parler à la place de mes membres. Ce qui explique cela, c'est que même si j'avais une technologie qui coûte 90 $ la tonne, les chances que j'achète des crédits sont nulles. Toutefois, pour l'instant, je considère qu'il serait risqué d'adopter une technologie qui n'a jamais été construite et qui me coûterait 90 $ la tonne. Il faudrait que le coût soit supérieur à 90 $ pour que je veuille adopter une technologie qui comporte des risques.

J'aurais tendance à penser comme vous que si le prix du carbone est aussi élevé, du moins, à court terme, avec les technologies dont nous disposons, il est probable que bon nombre de ces centrales ne voient pas le jour. On en construirait peu. Je pense que vous avez raison. Les gens essaieraient de trouver d'autres moyens, et il y a peut-être d'autres options. Je ne suis pas sûr. Chose certaine, l'élaboration de ces technologies est très onéreuse et risquée.

Le sénateur Massicotte : Les coûts d'électricité sont plus élevés dans de nombreux pays d'Europe et villes américaines. Notre pays regorge de gens brillants, et ils arrivent tous à la même conclusion : laissons les forces du marché agir. Le problème est d'ordre politique. Les consommateurs répondent très négativement à la hausse des prix, et ce, en dépit du fait que l'électricité est très bon marché au Québec.

Si vous pensez au prix que paient les autres pays pour l'électricité, quelle leçon pouvez-vous en tirer? Si vous essayez de convertir cela en une taxe sur les émissions de CO₂ ou sur le carbone, à votre avis, que se passerait-il au Canada si nous devions payer le plein prix du carbone? Vous avez indiqué plus tôt que nous finançons l'énergie éolienne, ce qui n'est probablement pas la bonne solution. Que feriez-vous?

M. Butler : Plusieurs choses se produiraient. Si on devait payer 90 $ la tonne, le prix que devraient payer les consommateurs les inciterait à économiser l'électricité. C'est peut-être quelque chose qu'ils feraient par eux-mêmes de toute façon si les prix étaient trop élevés.

J'ai parlé à un employé de RNCan qui a habité en Europe, et cette personne m'a dit que les coûts d'électricité étaient si élevés qu'ils y pensaient à deux fois avant d'utiliser l'électricité. Ils essaient de trouver des façons de s'en passer.

De nombreux États et provinces considèrent qu'il est moins coûteux de réduire la consommation d'énergie. Je suis d'accord avec vous pour dire qu'il y a d'autres technologies vertes qui pourraient être adoptées à plus grande échelle que ce que nous avons à l'heure actuelle. Comme je l'ai dit plus tôt, il y a place à d'autres projets d'énergie éolienne, mais on ne peut pas se fier uniquement à cette source parce que le vent est trop intermittent.

Le sénateur Massicotte : Si vous prenez l'Europe, malgré des coûts d'électricité très élevés, l'énergie éolienne est tout de même subventionnée. Même à 90 $ la tonne — j'ignore quelle est la conversion —, ce n'est toujours pas adéquat.

M. Butler : Il est toujours possible de construire d'autres installations hydroélectriques. Si on n'a pas misé là-dessus, c'est parce qu'elles sont beaucoup trop loin des centres de consommation et qu'elles coûtent très cher à construire. Les gens devraient y réfléchir. Je n'ai pas examiné les études qui ont été menées récemment, mais je pense que l'énergie nucléaire, entre autres, pourrait intéresser les gens, étant donné qu'elle produit de très faibles émissions de carbone. Cela peut être attrayant ou non, mais dans un petit marché comme l'Alberta, si vous deviez construire deux centrales nucléaires, ce qui est nécessaire pour réaliser des économies d'échelle, cela équivaudrait à cinq ou six années de production en un an, ce qui serait problématique pour ce petit marché. Il y a donc certains facteurs qui pourraient poser problème dans un petit marché.

Je conviens qu'à 90 $ la tonne, il se peut que les gens se tournent vers d'autres choses, comme la cogénération à la biomasse. Il y a peut-être d'autres options. Je ne privilégie pas le captage du carbone. Je ne fais que vous faire part de nos découvertes concernant le captage du carbone, et nous avons conclu qu'il y a possiblement des moyens plus économiques que cette technologie pour réduire les émissions découlant de la production d'électricité.

Cependant, si vous voulez réduire les émissions à grande échelle, vous ne pouvez pas faire fi de cette technologie. C'est une option qu'il faut garder en réserve. Il est à espérer qu'au fil du temps, les coûts diminueront.

Le sénateur Neufeld : Merci pour votre exposé. Je vous en suis très reconnaissant. Je vous prie d'excuser mon retard.

M. Butler : Ce n'est pas grave.

Le sénateur Neufeld : Vous êtes sûr? Je suis certain que le président n'hésitera pas à me réprimander plus tard.

Vous avez parlé d'économie d'énergie il y a une minute. C'est la forme d'énergie la moins coûteuse qu'on puisse avoir aujourd'hui. Il y a des façons d'y arriver. Je suis d'accord avec vous pour dire que certaines provinces, pas toutes, déploient des efforts dans ce sens. C'est le cas de ma province. Ça coûte un peu d'argent, mais il y a bien des façons de réduire notre consommation d'énergie.

Je suis allé en Europe et j'ai vu quelques-unes des usines qui y sont établies. On y cultive les arbres sur place, on les brûle, et on génère de l'électricité et de la chaleur pour la communauté. Les coûts d'électricité sont plus élevés là-bas, dépendamment de l'endroit où vous êtes.

Quand il est question de séquestration du carbone, il faut se rappeler que 50 p. 100 de l'électricité produite aux États-Unis provient du charbon. Votre organisation collabore-t-elle étroitement avec les organisations américaines? J'en connais quelques-unes qui font de l'excellent travail. Elles savent qu'elles doivent faire quelque chose. Il y a un gros ménage à faire aux États-Unis. Travaillez-vous en étroite collaboration avec eux? J'estime nécessaire que les gouvernements canadien et américain collaborent afin de trouver comment procéder au captage du carbone, parce qu'à mon avis, c'est l'une des options qui s'offrent à l'industrie et aux organisations comme la vôtre. Alors qu'en est-il de vos relations avec les États-Unis?

M. Butler : Nous sommes très près des États-Unis. Si nous revenons à la page 3, à la coopérative Basin Electric, vous verrez, entre parenthèses, le Lignite Energy Council. Il s'agit d'une coalition qui regroupe près de 30 services publics d'électricité au charbon aux États-Unis. Nous avons adhéré à cette organisation, tout comme elle siège à nos comités techniques. Nous échangeons de l'information. Nous espérons pouvoir mettre en commun des études dans le futur. Nous avons déjà entrepris des travaux dans ce sens. Un de ses membres est membre officiel de notre organisation. Nous travaillons de concert sur des études et nous échangeons de l'information.

Le troisième point est l'Electric Power Research Institute, qui est une importante organisation américaine très active dans le secteur de l'électricité. Il s'emploie notamment à trouver des moyens de rendre la production d'électricité au charbon plus propre. Non seulement fait-il partie de notre organisation, mais il réalise aussi des études pour notre compte.

D'ailleurs, l'une des études que nous avons commandées intéresse tout particulièrement le National Energy Technology Lab des États-Unis. Des membres de cette organisation assisteront à l'une des réunions de notre comité technique en mars prochain afin que nous discutions des résultats de cette étude et que nous mettions nos notes en commun. Nous essayons de travailler en étroite collaboration avec eux.

Je m'implique également beaucoup auprès d'une entité appelée le CO₂ Capture Project, qui est un groupe de sept compagnies gazières et pétrolières internationales. J'occupe plusieurs rôles. J'essaie de travailler avec eux et d'échanger de l'information.

Le sénateur Neufeld : Vous avez parlé des granules. La grande majorité des granules sont produites dans l'Ouest canadien, en Colombie-Britannique. Elles sont ensuite acheminées vers l'Europe.

Le président : Ce sont des granules de bois.

Le sénateur Neufeld : Tout à fait.

Le président : De quel type d'arbre cela provient-il?

Le sénateur Neufeld : Ils sont produits à partir de déchets.

Le président : Du bois résineux?

Le sénateur Neufeld : Entre autres, mais surtout des conifères, des arbres ravagés par le dendroctone du pin ou des déchets d'origine végétale, des épinettes, et cetera.

Si je ne me trompe pas, la Suède a une importante centrale électrique alimentée au charbon où on brûle près de la moitié des granules produites en Colombie-Britannique. La Suède, ce n'est pas la porte à côté. Et les coûts d'électricité là-bas ne sont pas si différents d'ici.

Dans ce cas, pourriez-vous me dire pourquoi on n'utilise pas davantage de granules en Alberta? Je vous ferai remarquer que vous avez dit que nous devrions en garder davantage ici. Quand j'ai parlé aux responsables, on m'a dit qu'il suffisait de conclure une entente avec eux. Il n'est donc pas question de les garder ici; l'industrie préfère produire de l'électricité à partir du charbon et ne veut pas assumer les coûts. Pourriez-vous nous dire pourquoi?

M. Butler : Les Suédois ne choisissent pas ce combustible parce qu'il est bon marché. Au contraire, les granules coûtent cher. Ils font plutôt cela en raison des coûts élevés liés à la réduction des émissions de CO₂. Ils s'évitent ainsi de devoir payer une somme considérable pour chaque tonne afin de réduire les émissions de CO₂. À 15 $ la tonne en Alberta, ce n'est pas avantageux pour nous d'acheter des granules de bois. Il y a des façons plus économiques de payer 15 $ la tonne ou de trouver d'autres moyens de réduire nos émissions de CO₂. Je présume que la plupart des gens paient les 15 $ la tonne, et cela revient moins cher que d'acheter des granules de la Colombie-Britannique.

Le sénateur Neufeld : Quel est le coût par tonne en Suède en ce qui concerne les émissions de CO₂?

M. Butler : Je l'ignore.

Le sénateur Neufeld : Ce n'est pas très différent d'ici. J'éprouve certaines réserves à l'égard de l'industrie. Vous reconnaissez qu'il faut remédier à la situation. Nous avons un produit qui est fabriqué au Canada et qui est beaucoup plus près de l'Alberta que de la Suède, et nous ne l'utilisons pas. Je pense que c'est principalement attribuable à la valeur du dollar, et il n'y a probablement aucune règle en place pour que cela se fasse. Je déteste quand de telles choses se produisent. Je préférerais que ce soit volontaire.

Si vous prenez la page 11, qui illustre la capacité de production par province, pouvez-vous me dire si Terre-Neuve-et-Labrador, la dernière colonne, produit de l'énergie nucléaire?

M. Butler : Non. Cela se rapporte à l'énergie hydroélectrique.

Le sénateur Neufeld : Je vois le bleu, mais on dirait qu'il y a une ligne très fine dans le bas. J'ai dû également enlever mes lunettes, monsieur. Il s'agit de l'énergie nucléaire. Il n'y en a pas au Nouveau-Brunswick.

M. Butler : Dans ce cas, ce serait le pétrole lourd.

Le sénateur Neufeld : Le pétrole lourd? En jaune? Je peux très bien distinguer le jaune du bleu. Le Nouveau-Brunswick produit de l'énergie nucléaire et cela n'est pas indiqué ici. C'est simplement une observation.

M. Butler : Vous avez raison. Je devrai en discuter avec Statistique Canada.

Le sénateur Neufeld : Nous avons des problèmes avec Statistique Canada et leurs statistiques.

Le sénateur Dickson : J'aimerais revenir sur certaines questions qu'a posées le sénateur Neufeld. Veuillez aussi excuser mon retard. Votre exposé était excellent.

Sur le plan de la collaboration, vous avez énuméré certaines organisations avec qui vous collaborez aux États-Unis. Pourriez-vous nous parler du projet SuperGen, qui est mené aux États-Unis, et nous dire dans quelle mesure nous y participons ou non et ce qu'il advient de ce projet?

M. Butler : Je pense que vous faites plutôt référence au projet FutureGen. Il y a eu FutureGen 1.0, et nous travaillons maintenant sur FutureGen 2.0.

FutureGen 1.0 était l'une de ces technologies de gazéification dont nous avons parlé plus tôt. Il y a plusieurs années, en fonction de ce que j'appelle la littérature de propagande, on pensait que cette technologie serait la solution. Lorsque le ministère de l'Énergie s'est penché là-dessus et a constaté à quel point cette technologie était onéreuse, on a abandonné le projet.

FutureGen 2.0 est une technologie d'oxycombustion, dont j'ai parlé plus tôt. B&W, l'un des plus grands chaudiéristes dans le monde, utilise cette technologie et mène une étude importante de concert avec l'EPRI sur les coûts liés à l'oxycombustion. Nous espérons effectuer une étude ultérieure avec l'EPRI en fonction des informations recueillies. Nous ne participons pas directement au projet FutureGen, mais nous prendrons part, espérons-le, à une partie des travaux d'étude relatifs aux coûts de l'oxycombustion qui seront effectués par les gens qui préparent actuellement le projet FutureGen.

Le sénateur Dickson : Je fais peut-être fausse route, mais n'y aurait-il pas moyen de tirer parti de façon plus directe de la collaboration qui existe entre le président actuel des États-Unis et notre premier ministre du Canada?

M. Butler : Je n'en sais rien. J'ai discuté aujourd'hui avec les gens de RNCan qui participent à cette collaboration entre le Canada et les États-Unis, mais il n'en a pas été question. À ma connaissance, il n'y a aucun moyen pour nous de prendre part à ce projet. La meilleure façon d'y participer, c'est par les autres études.

Le sénateur Dickson : Xstrata Coal est l'une des entreprises participant au projet aux États-Unis et elle s'intéresse au Canada. Y aurait-il moyen de passer par Xstrata pour avoir accès à ce projet?

M. Butler : Si Xstrata était membre de notre coalition, ce serait certainement possible de le faire. Mais elle ne l'est pas en ce moment, et ce n'est pas quelque chose qui semble intéresser particulièrement nos membres.

Le sénateur Dickson : Parlons maintenant de l'Australie. Est-il vrai que l'ancien premier ministre de l'Australie et notre premier ministre avaient conclu un accord de coopération en ce qui concerne les technologies du charbon épuré?

M. Butler : S'il y en a un, je ne suis pas au courant.

Le sénateur Dickson : Il serait intéressant d'examiner cette question.

M. Butler : Nous sommes aussi membres du Global CCS Institute, une organisation australienne. Nous collaborons avec cette organisation. Nous avons accès à leurs travaux et aux données. TransAlta, qui met sur pied le projet Pioneer, a aussi un contrat distinct avec le Global CCS Institute pour le partage de renseignements. Elle collabore étroitement avec cette organisation également en Australie.

Le sénateur Dickson : En ce qui a trait au coût par tonne de la production du charbon, quelles données utilisiez-vous? Était-ce de nouvelles ou d'anciennes données? De quelle méthode de production s'agissait-il? De l'exploitation en découverte?

M. Butler : Tout dépend de la province. Je ne veux pas entrer dans les détails, mais dans le cadre de notre examen des travaux, nous nous sommes penchés sur trois types de charbon : le charbon importé en Nouvelle-Écosse, le charbon extrait en Saskatchewan et le charbon extrait en Alberta. Pour l'Alberta et la Saskatchewan, nous avons utilisé les données des mines à ciel ouvert existantes. Dans le cadre des travaux que nous effectuons actuellement pour la Nouvelle-Écosse, nous nous sommes penchés sur les coûts d'importation du charbon dans cette province.

Les coûts d'acquisition du charbon se situaient entre 20 $ et 30 $ la tonne, peut-être 40 $ la tonne, environ, en Saskatchewan et en Alberta.

Le sénateur Dickson : De combien parlait-on en Nouvelle-Écosse?

M. Butler : Je n'ai pas les chiffres en tête. Ils sont plus élevés parce qu'on importe le charbon et que le coût du transport est supérieur.

Le sénateur Dickson : Seriez-vous surpris d'apprendre que la production par tonne et par heure-personne a diminué considérablement au cours des cinq dernières années en ce qui concerne l'exploitation minière souterraine en Nouvelle-Écosse? Autrement dit, à un certain moment, la société d'État employait, si je ne m'abuse, environ 1 200 mineurs sous terre. Maintenant, elle peut produire presque deux fois plus de charbon avec seulement 250 hommes. C'est toute une différence, n'est-ce pas?

M. Butler : En effet. Nous ne nous sommes pas penchés sur cette question. La Nova Scotia Power nous a fourni les chiffres qu'elle était prête à divulguer.

Le sénateur Dickson : C'est exact. C'est bien, monsieur.

Le président : Lui direz-vous ce qu'il en est au sujet de Xstrata?

Le sénateur Dickson : J'y ai pensé, mais je le ferai un peu plus tard.

Le président : Nous suivrons cela de près au comité de l'éthique.

Le sénateur Mitchell : Comme son nom l'indique, le Global CCS Institute est une organisation internationale. Cette organisation compte-t-elle uniquement des industries liées au charbon? Y a-t-il aussi d'autres industries qui produisent beaucoup de carbone?

M. Butler : Je crois qu'elle s'occupe surtout du charbon, mais bon nombre des technologies sur lesquelles elle se penche pourraient s'appliquer à d'autres industries.

Le sénateur Mitchell : C'est ce dont je voulais parler dans ma prochaine question. Ces technologies pourraient-elles s'appliquer, disons, aux sables bitumineux, aux raffineries ou à d'autres grandes industries, ou existe-t-il des différences fondamentales? Dans un cas comme dans l'autre, collaborez-vous également avec ces industries? Sinon, pourquoi?

M. Butler : L'oxycombustion peut être utilisée, par exemple, pour produire de la chaleur comme dans une centrale au charbon. Le CO₂ Capture Project, un groupe de sociétés internationales, testera l'oxycombustion sur l'une de ces chaudières au cours des deux prochaines années afin d'en évaluer le rendement et les résultats.

L'épuration des amines est largement utilisée pour épurer le gaz naturel avant qu'il n'entre dans la conduite principale. Cette technique est déjà utilisée dans l'industrie du gaz naturel. L'épuration des amines est une forme de captage post-combustion. Certaines de ces techniques sont déjà utilisées dans divers milieux. Ce qui est difficile dans l'industrie pétrolière et gazière, c'est que bien souvent, les sources de CO₂ sont très petites et très diluées. C'est donc un problème de les éliminer. L'un des avantages d'une centrale au charbon, c'est qu'il s'agit d'une grande source ponctuelle, et que la concentration de CO₂ y est d'environ 15 p. 100. C'est une cible naturelle. Il y a quelques possibilités dans l'industrie pétrolière et gazière pour les sources importantes, mais bien souvent, les sources de CO₂ émis par les grandes raffineries ou l'industrie du pétrole lourd sont très diluées ou réparties un peu partout.

Oui, beaucoup de ces technologies peuvent être utilisées dans l'industrie pétrolière et gazière. Par exemple, OPTI/ Nexen utilise la gazéification pour la production d'hydrogène, mais n'utilise pas le captage du carbone pour cette technologie.

Le sénateur Neufeld : C'est ce qui se produit dans une grande usine de production gazière, du moins c'est ce qu'on m'a dit, mais je ne connais pas les chiffres par tonne, car on a déjà extrait le CO₂ pour l'utiliser dans notre système, et le carbone est simplement dispersé dans l'atmosphère. Il est relativement peu coûteux de procéder de cette façon. Mais si on doit le stocker, c'est une toute autre histoire; c'est bien différent de le capturer dans une centrale au charbon. C'est là où les coûts augmentent, car on doit le retirer, n'est-ce pas?

M. Butler : C'est ce que fait Spectra, et c'est très bien. Ils doivent faire diverses choses au CO₂ pour l'envoyer dans un pipeline et en extraire l'eau et l'oxygène, si nécessaire. Beaucoup de ces centrales se trouvent au milieu de nulle part et cela coûte beaucoup d'argent pour le transporter ailleurs et le stocker.

Le sénateur Neufeld : Je tiens à vous dire que je vis dans l'un de ces endroits que vous appelez nulle part, alors attention, mon ami. Spectra le fait en ce moment. En fait, elle injecte du CO₂ depuis de nombreuses années, dans la province d'où je viens, avec du gaz acide.

M. Butler : C'est vrai.

Le sénateur Neufeld : Ce n'est pas au milieu de nulle part, mon ami.

Le président : J'ai déjà demandé au sénateur Neufeld où était situé Fort St. John, et il m'a répondu que c'était à 99 milles au nord et à 99 milles au sud de nulle part.

Le sénateur Banks : Ce genre de comparaison est déplacé, compte tenu de la demande. Toutefois, pour notre compréhension globale, il serait utile de savoir ce qu'on compare.

Je pense qu'il serait juste de dire que la centrale Genesee 3, par rapport à ce qui se passe dans le monde d'aujourd'hui, figure en tête de liste sur le plan de l'efficience et de la réduction des émissions. Cette affirmation vous paraît-elle juste?

M. Butler : C'était en 2005. Quelques centrales d'Asie et d'Europe ont utilisé des températures encore plus élevées en se servant de métaux exotiques qui ne sont pas éprouvés. Là-bas, les prix du charbon sont beaucoup plus élevés qu'en Alberta; il y a donc un incitatif à repousser les limites de l'efficience pour réduire les coûts.

Le sénateur Banks : Quel est cet incitatif en Asie?

M. Butler : Puisqu'ils n'ont pas leurs propres réserves, le coût du charbon est beaucoup plus élevé que si on pouvait extraire le charbon juste à côté.

Le sénateur Banks : Quel est leur incitatif pour réduire les émissions?

M. Butler : Ils n'en ont peut-être pas, mais ils ont un incitatif pour réduire les coûts du carburant. C'est la raison pour laquelle ils ont repoussé les limites de la métallurgie. En 2001 ou 2002, lorsque la centrale a été construite, on n'a pas voulu prendre trop de risques en ce qui concerne les métaux. Maintenant, davantage de centrales ont été construites et on est peut-être plus à l'aise qu'auparavant pour ce qui est des nouveaux métaux.

Le sénateur Banks : Le cadre national de l'énergie nous préoccupe. En Amérique du Nord, Genesee 3 est un chef de file en ce moment.

M. Butler : Elle est presque un chef de file.

Le sénateur Banks : Vous avez dit que les autres centrales ayant fait des améliorations sont non commerciales; les probabilités qu'elles soient mises en place sont presque théoriques. Compte tenu de cela, si j'ai en partie raison, quelle est la différence entre les émissions d'une centrale électrique alimentée au gaz naturel d'une part, et celles de Genesee 3, soit la meilleure centrale que nous avons en ce moment, d'autre part?

M. Butler : Avec Genesee 3, il n'y a pas de captage du carbone.

Le sénateur Banks : Oui. Vous avez dit qu'il n'y en a nulle part dans le monde.

M. Butler : Pratiquement. Je vais vous donner un chiffre approximatif : Genesee 3 et Keephills 3 produisent moins de 0,9 tonne de CO₂ par mégawattheure. C'est généralement là où on trouve les technologies supercritiques. Une centrale à cycle combiné alimentée au gaz naturel produira environ 0,36 à 0,42 tonne par mégawattheure. C'est un peu moins de la moitié. Si on utilise la cogénération, en principe, ce pourrait être encore moins. Les turbines à cycle simple alimentées au gaz naturel, parce qu'elles sont moins efficaces, produisent autour de 0,6 tonne par mégawattheure.

Le sénateur Banks : Pour ce qui est des impacts sur l'environnement immédiat, j'ai visité Genesee 3 une semaine après son ouverture. En comparaison des centrales électriques alimentées au charbon, elle est assez bien.

Nous n'avons parlé que du dioxyde de carbone. Qu'en est-il du mercure?

M. Butler : Des règlements seront adoptés à ce sujet. Nous avons un certain nombre de technologies à notre disposition pour nous attaquer à ce problème. La technologie à utiliser dépend de la manière dont le mercure est lié au charbon.

Je sais que beaucoup de nos membres ont fait passablement de recherches pour y voir plus clair. En Alberta, on travaille à élaborer des exigences de réduction du mercure plus strictes. Cela devient certainement un enjeu plus important aux États-Unis.

Cependant, à ma connaissance, très peu de centrales utilisent ou essaient d'utiliser des technologies de réduction du mercure. Si je me souviens bien, Genesee 3 et Keephills 3 devraient avoir des émissions de mercure plus faibles comparativement à certaines centrales plus anciennes.

Le sénateur Banks : En raison de leur efficacité — grâce à la pulvérisation et à la combustion?

M. Butler : C'est exact.

Le sénateur Banks : Seriez-vous d'accord pour dire qu'en ce qui concerne le CO₂, on se demande dans quelle mesure il peut être considéré comme un polluant, mais que pour le mercure, on ne met pas cela en doute?

M. Butler : Le mercure est mutagène, ce qui veut dire qu'il est nocif.

Le sénateur Banks : Il est nocif pour tout.

M. Butler : Il est nocif sur le plan génétique, en particulier pour les enfants à naître. C'est un problème. Lorsque quelqu'un entre en contact avec une quantité importante de mercure, cela peut être très néfaste.

Pour vous en donner une idée, une question a été soulevée plus tôt au sujet des particules en suspension. La plupart des centrales au charbon du Canada capturent environ 99,5 p. 100 des particules qui sont générées. Une très faible proportion des particules générées se retrouve dans l'environnement. Nous travaillons beaucoup à réduire la quantité d'émissions produite par les particules.

Ces particules contiennent une certaine quantité de mercure. Une bonne quantité reste dans les cendres, mais une partie est vaporisée et se retrouve dans l'environnement. Des technologies comme le charbon activé pourraient être utilisées pour certaines formes de mercure, afin de réduire leurs émissions.

Le sénateur Banks : Quand nous ferons notre étude, je crois que nous devrions nous rappeler que le CO₂ n'est pas le seul problème, que le mercure en est également un de taille.

Le président : Comme vous le savez, sénateur Banks, vous et moi avons participé à une étude sur le mercure et sa nature toxique, et un témoin nous a parlé précisément de ses effets dévastateurs sur les femmes enceintes dans les régions du Nord du Canada.

Quoi qu'il en soit, monsieur, votre exposé a été fort instructif. J'aimerais vous poser une question générale, si vous le voulez bien.

Si vous deviez élaborer une stratégie énergétique pour le Canada pour l'année 2050 et les années subséquentes, y aurait-il une place pour le charbon dans cette stratégie?

M. Butler : En 2050, je m'attends à ce que bien des technologies que nous sommes en train de développer dans les laboratoires soient disponibles. Oui, je crois qu'à cet égard, nous pouvons espérer que le captage du carbone existera.

J'ajouterais que nous avons parlé du gaz naturel, mais que nous devons nous demander si en 2050, nous aurons de grandes quantités de gaz naturel à notre disposition, étant donné que nous en utiliserons beaucoup d'ici là, même si le gaz de schiste est disponible actuellement. On peut se demander si en 2050, nous pourrons compter sur du gaz naturel à bon marché. Si c'est le cas, si on ne s'intéresse pas au nucléaire et qu'on n'a pas la possibilité d'exploiter davantage l'hydroélectricité, il n'y aura pas beaucoup d'autres options pour répondre dans une large mesure aux besoins énergétiques de base, soit l'énergie qui est utilisée continuellement.

Par conséquent, le charbon sera difficile à exclure, surtout si nous en avons à notre disposition pour 100 ans. Si on peut tirer parti de la gazéification in situ, il pourrait y avoir du charbon pour des centaines d'années, alors je ne crois pas que nous pourrions le laisser de côté.

Nous espérons que certaines de ces technologies seront disponibles; il y aura des bilans coûts-avantages à faire en 2050 si certaines des autres technologies ne sont pas disponibles, comme le gaz naturel, par exemple.

Le président : Merci beaucoup. Vous avez attiré notre attention sur un secteur des sources d'énergie que nous n'avons pas encore examiné dans notre étude. Nous vous remercions de votre présence. J'espère que nous pourrons vous parler à nouveau quand nous aurons examiné ces documents.

Chers collègues, j'aimerais vous informer, avant de lever la séance, que le nouveau ministre de l'Environnement, l'honorable Peter Kent, comme le savent déjà les personnes qui étaient à Montréal, a accepté de prendre un repas avec nous tous le 9 mars. Nous avons réservé une salle à l'Hôtel Sheraton. Nous vous donnerons plus de détails à ce sujet un peu plus tard. Cela vous donnera l'occasion de discuter avec lui de façon informelle. Le ministre de l'Énergie, ou des Ressources naturelles, a aussi accepté semblable invitation. La date n'est pas encore fixée, mais ce sera probablement la veille, soit le 8 mars. Ce serait bien; nous pourrions rencontrer les deux ministres.

Nous en sommes à l'étape de notre étude où il est bon de faire appel aux politiciens dont les fonctions sont liées à la question énergétique afin qu'ils interagissent avec nous.

Sans plus attendre, à moins que quelqu'un n'ait quelque chose à ajouter...

M. Butler : Je tiens à vous dire que ce fut un plaisir de vous rencontrer ce soir. Si vous souhaitez clavarder avec moi, je serai heureux de le faire.

Le président : Merci beaucoup, monsieur Butler.

(La séance est levée.)

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