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

Fascicule nº 8 - Témoignages du 17 mai 2016

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OTTAWA, le mardi 17 mai 2016

Le Comité sénatorial permanent de l'énergie, de l'environnement et des ressources naturelles se réunit aujourd'hui, à 17 h 3, pour étudier les effets de la transition vers une économie à faibles émissions de carbone.

Le sénateur Richard Neufeld (président) occupe le fauteuil.

[Traduction]

Le président : Bienvenue à cette réunion du Comité sénatorial permanent de l'énergie, de l'environnement et des ressources naturelles. Je m'appelle Richard Neufeld et je représente la province de la Colombie-Britannique au sein du Sénat. Je suis le président du comité.

J'aimerais souhaiter la bienvenue à l'ensemble des honorables sénateurs et aux membres du public qui assistent à la séance dans la salle et aux téléspectateurs de partout au pays qui nous regardent à la télévision.

Je tiens à rappeler aux téléspectateurs que les audiences du comité sont ouvertes au public et qu'elles sont aussi accessibles en webdiffusion sur le site web sen.parl.gc.ca. Vous trouverez aussi de plus amples renseignements sur la liste des témoins sur le site, sous la rubrique « Comité du Sénat ».

Je vais maintenant demander aux sénateurs de se présenter. Je vais commencer par présenter le vice-président, le sénateur Paul Massicotte, du Québec.

La sénatrice Ringuette : Pierrette Ringuette, du Nouveau-Brunswick.

Le sénateur Mockler : Percy Mockler, du Nouveau-Brunswick.

La sénatrice Seidman : Judith Seidman, de Montréal, au Québec.

La sénatrice Johnson : Janis Johnson, du Manitoba.

Le président : J'aimerais aussi présenter notre personnel, en commençant par la greffière, Marcy Zlotnick, et nos deux analystes de la Bibliothèque du Parlement, Sam Banks et Marc LeBlanc.

Nous en sommes à notre dixième réunion de l'étude sur les effets de la transition vers une économie à faibles émissions de carbone. Cette transition est requise pour atteindre les cibles annoncées par le gouvernement du Canada en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Nous accueillons aujourd'hui deux témoins : SaskPower et BC Hydro. Par vidéoconférence, nous accueillons Mike Marsh, président et chef de la direction, et Guy Bruce, vice-président, Planification, environnement et développement durable, de SaskPower, et Chris Sandve, directeur des politiques et des rapports chez BC Hydro.

Messieurs, je vous remercie d'être là ce soir. Vous allez chacun présenter une déclaration préliminaire, puis nous passerons aux questions et aux réponses. Nous allons commencer par SaskPower. La parole est à vous, monsieur.

Mike Marsh, président et chef de la direction, SaskPower : Bonjour, monsieur le président, et bonjour aux membres du comité. Nous sommes heureux de communiquer les plans de SaskPower pour assurer la durabilité de l'approvisionnement électrique en Saskatchewan. Nous avons préparé une brève présentation — 10 minutes environ —, puis nous serons heureux de répondre à vos questions.

Passons à la deuxième diapositive. Si vous me le permettez, je vais commencer par vous parler un peu de notre entreprise. SaskPower est la plus grande société d'État de la province et le principal fournisseur d'électricité de la Saskatchewan. Nous sommes un service public d'électricité totalement intégré. Nos 3 200 employés gèrent plus de 10 milliards de dollars d'actifs de production, de transport et de distribution et 156 000 kilomètres de lignes électriques dans la province. Nous exploitons neuf installations alimentées au gaz naturel, huit installations hydroélectriques, trois centrales au charbon et cinq installations éoliennes.

Nous achetons aussi de l'électricité auprès de producteurs indépendants et de Manitoba Hydro pour une capacité de production totale d'environ 4 400 mégawatts. Nous servons environ 520 000 clients dans la province. L'année dernière, nous avons ajouté plus de 8 000 nouveaux clients sur notre réseau. En janvier dernier, nous avons établi un nouveau record de pointe de consommation d'électricité : 3 640 mégawatts.

Passons à la troisième diapositive. Actuellement, 40 p. 100 de notre électricité est tirée du gaz naturel, 32 p. 100, du charbon ordinaire, 20 p. 100, de l'hydroélectricité, et 5 p. 100, des installations éoliennes. De plus, environ 3 p. 100 de notre électricité vient d'autres sources, comme des projets de récupération de la chaleur et du charbon avec captage et stockage du carbone.

Passons maintenant à la quatrième diapositive. Permettez-moi de vous parler de nos principaux défis. J'ai mentionné précédemment que nous avons établi un nouveau record de pointe de consommation cette année. En fait, au cours des cinq dernières années, nous avons affiché une croissance de 20 p. 100 de la demande et nous nous attendons à ce qu'elle augmente encore de 10 p.100 au cours des cinq prochaines années. Par conséquent, nous avons accru notre capacité d'environ 780 mégawatts depuis 2007 et nous prévoyons l'accroître encore de 1 700 mégawatts d'ici 2024.

De plus, notre système vieillit. La plupart des éléments d'infrastructure ont été construits entre 1960 et 1985 et — comme c'est le cas aussi pour les autres services publics — ils arrivent à la fin de leur vie utile. Par conséquent, nous devons faire des investissements historiques pour renouveler et moderniser notre système et trouver des sources plus écologiques de production d'électricité de base. Au cours des 10 prochaines années, nous dépenserons environ 3,4 milliards de dollars pour soutenir nos immobilisations, c'est-à-dire des investissements dans nos installations existantes. Nous allons aussi dépenser 6 milliards de dollars dans le cadre de projets de croissance, y compris de nouvelles connexions et de nouvelles capacités de production pour répondre à la demande accrue. De plus, 573 millions de dollars seront dépensés dans le cadre d'autres investissements stratégiques liés à l'exploitation de notre entreprise, comme les technologies d'information et la sécurité.

Nous savons que de nombreux services publics en Amérique du Nord sont confrontés à ces défis. Le Conference Board du Canada a estimé que, de 2010 à 2030, il faudra investir environ 350 milliards de dollars dans le réseau électrique canadien afin de répondre aux besoins de la population canadienne croissante. SaskPower investit dès maintenant afin d'aider à relever ces défis, tout en s'efforçant de respecter les règlements nouveaux et émergents en matière d'émissions.

Passons à la diapositive 5. En fait, notre objectif, d'ici 2030, est de réduire nos émissions d'environ 40 p. 100 par rapport aux niveaux de 2005, ce qui est supérieur à la cible actuelle du gouvernement fédéral du Canada. Laissez-moi vous parler de certaines des choses que nous ferons pour y arriver.

Sixième diapositive. Notre projet de captage et de stockage du carbone à l'unité 3 de la centrale de Boundary Dam constitue une démonstration d'une technologie qui nous permettra de continuer à utiliser les réserves de charbon de la Saskatchewan et nos actifs alimentés au charbon. Depuis sa mise en place, en octobre 2014, le processus a permis de capter 839 000 tonnes de dioxyde de carbone. Notre processus fonctionne actuellement à un niveau qui respecte les règlements en matière d'émissions et nos engagements envers notre acheteur de dioxyde de carbone. En avril 2016, le processus a permis de capter plus de 82 000 tonnes de dioxyde de carbone; nous sommes en bonne voie d'atteindre notre cible de 800 000 tonnes en 2016.

La modernisation liée au captage et au stockage de carbone a prolongé la durée de vie de l'unité 3 de Boundary Dam jusqu'en 2044. Cette unité est maintenant la centrale à combustible fossile la plus écologique du Canada et un aspect essentiel de notre plan futur de réduction des émissions.

Septième diapositive. Une autre composante clé de notre plan est l'établissement d'une cible qui exigera que nous doublions notre pourcentage de production à partir d'énergies renouvelables, la faisant passer de 25 p. 100 actuellement à 50 p. 100 d'ici 2030. Nous atteindrons cette cible en ajoutant des installations éoliennes — notre objectif à long terme est de produire 30 p. 100 de notre électricité de cette façon d'ici 2030 — et en installant des centrales solaires industrielles pour produire 60 mégawatts d'ici 2021 et jusqu'à 300 mégawatts d'ici 2030. Nous envisageons aussi de possibles nouveaux projets hydroélectriques en Saskatchewan et examinons les possibilités d'importer de l'hydroélectricité d'autres provinces aussi. Enfin, nous évaluons le potentiel lié à la biomasse et à l'énergie géothermique.

En Saskatchewan, nous travaillons en collaboration avec la First Nations Power Authority et différentes nations autochtones dans le cadre d'un certain nombre de projets de production d'électricité à partir de sources énergétiques renouvelables, y compris le projet hydroélectrique Tazi Twé, un projet de développement hydroélectrique de 50 mégawatts dans le nord de la Saskatchewan.

Huitième diapositive. Cette image montre ce à quoi notre système pourrait ressembler d'ici 2030. Bien sûr, si nous misons davantage sur les sources renouvelables, nous devons aussi prévoir une production de rechange pour obtenir de l'électricité lorsqu'il ne vente pas ou qu'il ne fait pas soleil. En Saskatchewan, cette source de production de rechange est habituellement le gaz naturel, et c'est la raison pour laquelle nous augmenterons la production d'électricité à partir de gaz naturel d'un maximum de 350 mégawatts dans une nouvelle centrale du sud-ouest de la Saskatchewan d'ici 2019.

À l'avenir, nous continuerons à évaluer toutes les options tandis que nous remplaçons nos unités conventionnelles au charbon tout en gardant à l'œil les coûts, leur rendement environnemental et la fiabilité.

Neuvième diapositive. On nous demande souvent quel sera l'impact de ces projets sur les tarifs payés par nos clients. Nous savons — et nos clients savent aussi — que l'ajout d'options de production d'électricité renouvelable aura un coût. Afin d'atténuer l'impact sur nos clients, le coût total sera réparti sur une période de 15 ans tandis que nos nouvelles installations de production d'électricité renouvelable sont construites et mises en service. Après 15 ans, les clients paieront environ 5 p. 100 de plus que si rien n'avait changé. Les coûts généraux dépendront de nombreux facteurs, y compris les technologies de production, la réglementation sur les émissions, les prix futurs du gaz naturel et les coûts pour intégrer les nouvelles installations de production dans notre réseau électrique actuel.

Dixième diapositive. L'efficacité énergétique, la conservation et la production autonome des clients font aussi partie de nos plans. Grâce à ses programmes d'économie d'énergie, SaskPower a dépassé son objectif sur 10 ans de 100 mégawatts de réduction de la demande de chaleur d'ici la fin de 2017. La facturation nette et notre programme à l'intention des petits producteurs d'énergie offrent aux clients l'occasion de produire leur propre énergie à même notre réseau à l'aide de technologies propres, comme des systèmes éoliens ou solaires. Puisqu'il a été déterminé que les émissions de méthane liées à la production de pétrole dans la province étaient une source majeure d'émissions de gaz à effet de serre en Amérique du Nord, SaskPower crée aussi des partenariats avec des entreprises privées pour l'aider à capter le méthane, qui servira ensuite à générer de l'électricité.

Onzième diapositive. En résumé, nous savons que SaskPower est confronté à d'importants défis. Nous investissons dans notre système pour nous assurer de répondre aux besoins énergétiques actuels et futurs de nos clients. Nous évaluons toutes les options pour fournir cette électricité tout en atteignant notre cible de réduction des émissions. Tout cela nous aidera à atteindre notre objectif qui consiste à fournir aux résidants de la Saskatchewan une électricité fiable, durable et économique.

Voilà qui termine notre présentation. Monsieur le président, nous serons heureux de maintenant répondre à vos questions.

Le président : Merci. Nous allons écouter la présentation de BC Hydro, puis nous passerons aux questions. Monsieur Sandve, la parole est à vous.

Chris Sandve, directeur des politiques et des rapports, BC Hydro : Merci, monsieur le président, et merci à vous, mesdames et messieurs les sénateurs du comité, de nous avoir consacré du temps aujourd'hui. C'est un réel privilège d'avoir l'occasion de contribuer aux travaux du comité et à la discussion.

Je vais procéder comme le représentant de SaskPower. Si vous voulez bien aller à la deuxième diapositive, je vais vous présenter rapidement BC Hydro et sa structure.

À l'échelle du pays, il y a différentes structures de marché dans le secteur de l'électricité. En Colombie-Britannique, BC Hydro est une société d'État provinciale qui appartient au gouvernement provincial. Nous servons la majeure partie de la population de la Colombie-Britannique, soit environ 95 p. 100 des résidants.

Comme vous pouvez le voir sur le graphique, nous comptons sur un assez important réseau d'actifs de production, de transport et de distribution, et nous sommes probablement surtout connus pour nos actifs de production hydroélectrique. Comme certaines des autres provinces du Canada, nous avons la chance de compter sur un important système de barrages électriques — particulièrement sur les rivières Peace et Columbia — qui fournissent à notre réseau une énergie fiable, stable et propre.

Nous avons aussi conclu des partenariats avec des producteurs indépendants. Les producteurs indépendants et la production par des clients représentent actuellement environ 25 p. 100 de notre approvisionnement énergétique.

Vous trouverez à la troisième diapositive un aperçu détaillé de notre approvisionnement. Encore une fois, en raison de notre position très avantageuse en Colombie-Britannique — nous comptons sur un important réseau de barrages hydroélectriques —, notre approvisionnement en électricité est assez propre et renouvelable. L'année dernière, 98 p. 100 de notre approvisionnement en électricité était tiré de sources propres et renouvelables. Vous pouvez voir la ventilation sur la diapositive.

Ceux qui ont la bosse des mathématiques auront constaté que la somme des chiffres fournis n'est pas 98 p. 100; c'est parce que la production thermique alimentée au gaz compte pour un peu plus de 2 p. 100. Notre centrale thermique alimentée au gaz est acheminable, nous bénéficions d'un certain pouvoir discrétionnaire relativement à ces ressources et nous pouvons décider de leur niveau d'utilisation. L'année dernière, par exemple, nous avons réussi à limiter notre production thermique alimentée au gaz et à atteindre une production renouvelable à 98 p. 100.

Du point de vue de la planification, en raison de la loi sur l'énergie propre adoptée par le gouvernement provincial, nous devons produire au moins 93 p. 100 d'énergie renouvelable et propre. Cependant, comme je l'ai dit, l'année dernière, nous avons atteint 98 p. 100.

La diapositive 4 résume la mission de notre entreprise. La raison pour laquelle j'ai inclus cette information, c'est qu'elle résume les défis auxquels nous sommes confrontés en tant que service public. En outre, les défis que je vais énumérer — comme le représentant de SaskPower l'a mentionné, et comme, je crois, l'Association canadienne de l'électricité et d'autres intervenants l'ont mentionné dans leurs exposés — ne sont pas uniques à la Colombie- Britannique. Il s'agit de toute évidence de défis auxquels les services publics partout au Canada et en Amérique du Nord sont confrontés.

Le premier défi, c'est d'assurer la fiabilité du système. Dans notre cas, cela signifie investir plus de 2 milliards de dollars par année pendant au moins les 10 prochaines années pour améliorer les infrastructures vieillissantes, en assurer la fiabilité et élargir le réseau pour répondre à la demande grandissante. Pour y arriver, nous ajouterons entre autres des ressources de production et élargirons notre réseau de transmission et de distribution pour soutenir de nouveaux quartiers et de nouvelles initiatives de développement économique.

La deuxième composante clé de notre mission est liée à la propreté de l'électricité que nous produisons. J'ai mentionné la loi sur l'énergie propre adoptée par le gouvernement provincial en 2010 et qui exige — entre autres choses — que BC Hydro soit autosuffisant. Cela signifie que, au sein de nos frontières, nous devons posséder suffisamment de ressources de production pour répondre aux besoins des clients que nous servons, même s'il est tout de même avantageux pour nous de faire des affaires avec d'autres administrations afin de maximiser les bénéfices pour les contribuables.

La loi exige aussi que, de 2008 à 2020, au moins 66 p. 100 de la nouvelle demande prévue soit comblée grâce à des mesures axées sur la demande, mesures qu'on peut ventiler en trois volets : les tarifs, les normes cohérentes et les programmes de conservation.

Il s'agit d'une composante clé de notre plan pour répondre à la demande croissante. Si on réussit à répondre à la demande croissante grâce à des initiatives de conservation, cela nous évite d'entrée de jeu d'avoir à créer de nouvelles capacités de production. C'est avantageux pour les services publics ainsi que pour les clients, puisqu'on les aide à diminuer leur consommation et, donc, leurs factures d'électricité.

Nous le faisons de trois façons. Premièrement, les taux sont en fait plutôt des structures tarifaires. Nous avons mis en place, par exemple, un taux résidentiel progressif par paliers, ce qui signifie qu'un client résidentiel paiera un taux plus élevé au-delà d'un certain seuil de consommation. On vise ainsi à influer sur le comportement du client résidentiel afin qu'il consomme moins si c'est possible.

Il y a aussi des normes cohérentes, qui nous permettent — à mesure que la technologie se perfectionne et que, par exemple, les appareils électroménagers deviennent plus perfectionnés — de mettre en place des normes plus poussées en travaillant en collaboration avec le gouvernement pour nous assurer que les gens achètent ces technologies plus efficientes.

Dans le cadre des programmes de conservation, nous investissons actuellement bien au-delà de 100 millions de dollars par année dans le cadre de programmes qui visent à aider nos clients à réduire leur consommation, ce qui nous aide aussi en tant que service public en limitant les nouvelles capacités de production que nous devons construire.

Comme je l'ai mentionné il y a quelques instants, une autre composante clé de la loi sur l'énergie propre, c'est l'exigence selon laquelle 93 p. 100 de la production d'électricité doit être renouvelable et plus propre.

Le troisième pilier, c'est l'abordabilité. Le gouvernement de la Colombie-Britannique a récemment mis en place ce qu'il a appelé un plan tarifaire sur 10 ans. Essentiellement, ce plan tarifaire sur 10 ans prend la forme d'un cadre tarifaire, qui commence en 2015 et qui décrit de quelle façon les taux augmenteront pendant que sont faits tous ces investissements pour répondre à la demande croissante et améliorer l'infrastructure vieillissante. C'est une façon d'encadrer tous ces investissements et de nous pousser constamment à tout réévaluer tandis que nous sommes confrontés à des pressions ou que nous devons prendre des décisions afin de nous assurer que nous respectons le cadre tarifaire.

Passons à la cinquième diapositive, qui contient certaines des principales questions et principales difficultés auxquelles nous sommes confrontés et qui, selon moi, sont le lot de beaucoup de services publics tandis que nous tentons de déterminer de quelle façon nous passerons à une économie à faibles émissions de carbone et de quelle façon nous investirons dans notre système. Un des enjeux clés, c'est l'équilibre entre la fiabilité, l'abordabilité et la propreté. De quelle façon pouvons-nous trouver le juste équilibre entre ces trois objectifs?

Parmi les choses que nous avons faites en Colombie-Britannique pour nous aider à relever ce défi, premièrement — et il s'agit d'une possibilité dans toute administration où une société provinciale ou d'État fournit l'électricité —, vu que le gouvernement reçoit des dividendes et tire des revenus nets de BC Hydro... En 2013, le gouvernement a décidé de réduire ses revenus nets et ses dividendes à l'avenir afin de laisser plus d'argent dans la société pour que celle-ci puisse faire des investissements de capitaux. Comme je l'ai mentionné, le gouvernement a adopté un plan tarifaire sur 10 ans. Il a, en quelque sorte, encadré les coûts.

Pour ce qui est de ce défi, j'aimerais parler rapidement d'un défi auquel nous sommes actuellement confrontés en raison de la faiblesse des prix des produits de base, particulièrement en ce qui a trait à nos clients industriels. Je crois savoir que, la semaine dernière, vous avez accueilli l'Association of Major Power Consumers. De toute évidence, il y a beaucoup de clients en Colombie-Britannique qui éprouvent des difficultés actuellement en raison des prix des produits de base, comme le cuivre, les pâtes et papiers, le charbon et ainsi de suite. C'est évidemment quelque chose dont nous tenons beaucoup compte tandis que nous décidons où investir et dans quelle mesure augmenter les tarifs. Certains de nos grands clients industriels sont déjà dans une situation précaire en raison des prix des produits de base, et nous devons nous assurer de ne pas en rajouter.

Je crois que vous le savez déjà, mais, à cette fin, par exemple, nous avons mis en place en Colombie-Britannique un programme de conservation de 100 millions de dollars auprès de l'industrie thermomécanique des pâtes et papiers dans le cadre duquel nous aidons les entreprises à investir dans de l'équipement plus efficient afin d'accroître leur compétitivité.

L'intégration des sources d'énergie renouvelable intermittentes et les sources de relève connexes constituent une autre difficulté importante. Encore une fois, nous sommes privilégiés en Colombie-Britannique de posséder un important système hydroélectrique et de compter sur une source d'énergie de secours solide et souple qui peut intégrer la production éolienne, solaire et autre, et qui est propre.

Cependant, notre défi, à plus long terme — et c'est là où entre en jeu la deuxième puce, les capacités touchant les ressources propres — c'est que, probablement, dans les 10 années suivant la construction du Projet d'énergie propre du site C et la mise à niveau de certains de nos actifs hydroélectriques existants, nous devrons trouver de nouvelles sources d'énergie propre, qui sont à la fois stables et fiables. Il est peu probable que nous construirons d'autres barrages importants en Colombie-Britannique après le site C, et il faudra donc se tourner vers d'autres sources, comme l'accumulation par pompage et l'énergie géothermique ou, probablement — dans les situations où c'est une exigence du point de vue, par exemple, de la fiabilité régionale — le gaz naturel.

Nous avons envisagé une autre solution créative : le taux de crue. Un des défis liés à la production renouvelable en Colombie-Britannique, c'est que cette production a tendance à découler en grande partie de ce que nous appelons la crue printanière, quand la glace fond et que les niveaux des rivières augmentent. À ce moment-là, nous produisons une grande quantité d'énergie d'un coup. Cet approvisionnement ne coïncide pas avec notre pointe de consommation, qui a tendance à être durant les mois d'hiver, lorsque les températures sont plus basses. Une des solutions que nous avons récemment envisagées afin d'aider à relever ce défi, c'est ce que nous appelons le taux de crue, qui, en fait, nous permet d'offrir à nos clients industriels un taux d'électricité à rabais s'ils peuvent transférer une partie de leur demande durant le printemps et utiliser en partie l'énergie disponible à ce moment-là. Par exemple, si les entreprises procédaient à des interruptions d'entretien au printemps, elles peuvent transférer ces interruptions durant l'hiver et bénéficier de cette mesure.

Un autre défi concerne le coût élevé du remplacement de la production d'électricité à partir du diesel dans certaines collectivités éloignées. C'est une mesure qui a été très populaire en Colombie-Britannique, mais ces projets ne sont pas donnés. Le bon côté, bien sûr, c'est que le diesel n'est pas donné non plus. En fait, nous payons jusqu'à 350 $ le mégawattheure dans certains cas pour assurer une production d'électricité à partir de diesel. Dans certains cas, nous pouvons trouver une source de production renouvelable qui coûte 350 $ le mégawattheure ou moins et procéder à la conversion. Cependant, dans d'autres situations, les coûts seraient beaucoup plus élevés, et on peut donc difficilement le faire.

L'une des choses que nous avons envisagées afin d'aider à compenser les émissions de diesel dans les collectivités éloignées, c'est — encore une fois — de cerner les occasions de conservation. Si, par exemple, nous pouvons assurer une meilleure isolation des résidences dans les collectivités éloignées, cela permet de réduire la quantité de diesel nécessaire pour chauffer les maisons.

Un autre défi important auquel nous sommes confrontés ces jours-ci, c'est le coût du gaz naturel par rapport à celui de l'électricité. Il y a quelques années, le coût du gaz naturel était plus élevé et, en fait, beaucoup de producteurs pétroliers et gaziers en amont choisissaient de se connecter sur notre réseau et d'électrifier leur production parce que c'était moins coûteux pour eux que d'utiliser le gaz naturel qu'ils produisaient. Actuellement, puisque le coût du gaz naturel a diminué, leur situation économique est un peu plus difficile. Il ne fait aucun doute qu'il y a des producteurs qui continuent à vouloir électrifier leur production pour obtenir l'approbation sociale et peut-être pour se prémunir contre une possible augmentation du prix du carbone à plus long terme à l'avenir, mais les justifications économiques ne sont pas aussi claires qu'il y a peut-être quelques années.

Passons à la sixième diapositive et au point de vue d'un service public. Lorsque je pense à la transition vers une économie à faibles émissions de carbone, le rôle du service public est, dans un premier temps, de s'assurer de compter sur un approvisionnement en électricité renouvelable et propre. BC Hydro a pris des mesures à cet effet. En premier lieu, nos programmes de conservation et notre programme Power Smart sont des réalisations dont nous sommes fiers. Depuis 2008, nous avons économisé assez d'énergie grâce à ces programmes pour alimenter plus de 400 000 résidences. Comme je l'ai dit, nous investissons bien plus de 100 millions de dollars par année dans ces programmes.

Deuxièmement, nous assurons l'expansion de notre réseau hydroélectrique. Vous connaissez probablement déjà tous le Projet d'énergie propre du site C. Là où nous pouvons le faire, nous ajoutons aussi des unités supplémentaires dans nos centrales hydroélectriques actuelles, comme Mica et Revelstoke. De plus, nous investissons dans notre infrastructure de transport, par exemple, la ligne de transport de l'intérieur du Lower Mainland. La raison pour laquelle je mentionne cette ligne en particulier, c'est que la construction de cette ligne parallèlement à l'aménagement de nos unités de production à la centrale Mica nous ont permis de fermer la centrale thermique Burrard, une centrale thermique alimentée au gaz naturel du Lower Mainland, qui est un peu le centre démographique de la Colombie- Britannique ou la région la plus densément peuplée de la province. On a pu éliminer progressivement cette centrale parce que nous comptions maintenant sur une infrastructure de transport plus fiable, qui nous a permis de transporter une partie de l'énergie propre produite dans les systèmes de Peace et Columbia vers le Lower Mainland, où la demande est la plus élevée.

Pour terminer, comme je l'ai mentionné, nous avons créé un partenariat avec des producteurs indépendants du secteur de l'énergie, et ceux-ci mettent au point toute une gamme de systèmes de production d'énergie renouvelable et propre, qui misent sur différentes sources, de la biomasse à l'énergie éolienne, en passant par le courant des rivières.

Passons à la septième diapositive : l'étape deux. Selon moi, si on possède un approvisionnement électrique propre, il faut cerner les occasions d'utiliser cet approvisionnement en électricité propre plutôt qu'un approvisionnement associé à plus d'émissions de carbone. Une occasion très importante pour nous, comme je l'ai mentionné, consiste à électrifier la production pétrolière et gazière en amont. Si nous pouvons connecter ces producteurs sur notre réseau et les pousser à alimenter leurs opérations de cette façon plutôt que de s'autoapprovisionner, nous réduirons de beaucoup les émissions.

Nous avons récemment terminé un projet de transport dans la région Dawson Creek/Chetwynd, qui, en fait, a permis d'accroître la capacité de transport dans une région où il y a actuellement une importante production pétrolière et gazière afin de permettre à ces producteurs de se connecter au réseau et d'électrifier leur approvisionnement.

Nous sommes aussi présents dans le domaine des véhicules électriques. La Colombie-Britannique compte environ 3 000 véhicules électriques actuellement, et BC Hydro possède et exploite 30 bornes de recharge rapide pour véhicules électriques dans la province.

J'aimerais aussi souligner une autre mesure que nous avons prise en Colombie-Britannique : les crédits pour combustible à faibles émissions de carbone. Ce sont des crédits que BC Hydro accumule en raison d'un règlement en vigueur en Colombie-Britannique, la Greenhouse Gas Reduction Targets Act, la loi sur les objectifs de réduction des gaz à effet de serre. Puisque des choses comme les aérotrains et les autobus électriques fonctionnent à l'électricité et qu'on peut présumer que, sans ces moyens de transport, les usagers utiliseraient leurs véhicules, BC Hydro accumule des crédits. Nous pouvons vendre ces crédits à des producteurs de carburant et utiliser les recettes pour maintenir les tarifs d'électricité plus bas qu'ils ne l'auraient été sans les crédits.

Notre tarif d'alimentation à quai est une autre innovation. Cela permet aux navires de croisière de se connecter à notre réseau lorsqu'ils sont à quai plutôt que de faire tourner leurs moteurs.

J'ai aussi parlé du remplacement de la production d'électricité à partir de diesel dans les collectivités éloignées, et nous avons eu du succès récemment en janvier dernier dans le cadre d'un projet lié à la biomasse avec la nation Kwadacha.

Passons à la dernière diapositive, la huitième. Lorsqu'on regarde à plus long terme, le gaz naturel liquéfié est une occasion importante pour la Colombie-Britannique. C'est la raison pour laquelle BC Hydro travaille en collaboration avec des promoteurs dans le domaine du GNL qui veulent se connecter à notre réseau pour électrifier une partie de leur production. Plus particulièrement, mentionnons le projet de LNG Canada, le projet de Woodfibre et l'installation de Tilbury de Fortis, située dans le Delta, et qui envisagent d'utiliser l'électricité pour répondre à leurs besoins auxiliaires et en matière de compression dans le cas des installations de Fortis et du projet de Woodfibre, et à leurs besoins auxiliaires dans le cas du projet de LNG Canada.

Le projet de centrale électrique de Peace River permettrait d'ajouter une capacité de transport supplémentaire en plus de celle fournie par la ligne de transport de Dawson Creek. Nous constatons actuellement une croissance très rapide dans cette région en raison du fait que des producteurs pétroliers et gaziers se connectent au réseau. Ils consomment beaucoup d'électricité, et le projet de centrale électrique de Peace River permettra d'ajouter la capacité supplémentaire nécessaire et garantira que nous sommes en mesure de répondre aux besoins des producteurs qui veulent continuer à se connecter au réseau.

Il y aura peut-être une autre occasion avec l'Alberta. De toute évidence, cette province est dotée d'un plan très ambitieux en matière climatique et elle veut développer ces sources d'énergie renouvelable. Une part importante de ces sources d'énergie renouvelable sont probablement éoliennes, et l'Alberta aura peut-être l'occasion, soit en rétablissant une partie des capacités de transport existantes entre les deux provinces, soit en créant une nouvelle capacité d'interconnexion, de s'approvisionner en partie en Colombie-Britannique. Essentiellement, lorsque le vent ne souffle pas en Alberta, la Colombie-Britannique pourrait fournir de l'électricité à l'Alberta, et lorsque le vent souffle en Alberta, celle-ci pourrait envoyer une partie de sa production en Colombie-Britannique et, pour ainsi dire, utiliser les barrages de notre province pour stocker sa production. Elle pourrait compter sur nous pour obtenir cette capacité. C'est une discussion qui commence entre les deux gouvernements.

Nous envisageons aussi d'élargir notre réseau de bornes de recharge pour véhicules électriques. La dernière chose que je mentionnerais, c'est l'élargissement du mandat concernant la gestion axée sur la demande. Comme je l'ai mentionné, depuis longtemps, BC Hydro investit dans les programmes de conservation et continuera de le faire. Nous tentons aussi de déterminer si BC Hydro pourrait investir dans des projets qui permettent de réduire les émissions de gaz à effet de serre quand cela est approprié pour nos clients. Par exemple, nous pourrions aider un client industriel à réaliser des économies de coûts procédant à la conversion de ses chariots à fourche en chariots électriques. Nous pourrions l'aider à faire cet investissement et, ainsi, à réduire ses coûts et à réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Je vais m'arrêter ici. Merci beaucoup de votre temps.

Le président : Merci beaucoup, messieurs. Vous nous avez présenté deux très bons exposés.

Le sénateur Massicotte : Merci à vous trois d'être là. Nous vous en sommes reconnaissants. J'ai deux ou trois questions pour la Saskatchewan, puis pour la Colombie-Britannique.

Dans votre exposé, vous avez parlé d'une augmentation de 5 p. 100 sur 15 ans. Ai-je bien compris? En d'autres mots, il y aura seulement une augmentation de 5 p. 100 pendant ces 15 années, ou est-ce 5 p. 100 par année durant 15 ans?

M. Marsh : Non, c'est un total de 5 p. 100 sur 15 ans. C'est l'augmentation graduelle qui découle des travaux de mise à niveau. Si nous avions opté pour l'expansion de notre capacité traditionnelle de production au moyen du gaz naturel, c'est ce qu'il aurait fallu faire pour répondre à la demande de toute façon. En adoptant une stratégie liée aux sources d'énergie renouvelables, nous avons calculé la différence entre les coûts de la production au moyen du gaz et la production éolienne, et cette différence est justement l'augmentation graduelle que nos clients verront sur leur facture. C'est assurément moins de 1 p. 100 par année. Sur 15 ans, nous avons calculé que ce devrait être environ 5 p. 100.

Le sénateur Massicotte : Comme vous l'avez dit plus tôt, les installations de production éolienne et solaire ne fonctionnent pas toujours. Cela inclut-il les coûts de redondance liés au maintien de deux installations distinctes pour répondre aux besoins énergétiques lorsqu'il n'y a pas de vent?

M. Marsh : Oui, c'est calculé. L'un des avantages de la Saskatchewan, c'est que nous comptons sur une très solide économie depuis quelques années. Nous avons déjà dû accroître la production d'électricité au moyen du gaz naturel dans notre parc de centrales, et ce, seulement pour répondre aux besoins de la production de la charge de base puisque la demande continue d'augmenter. Nous comptons beaucoup sur le gaz naturel dans notre parc actuel. Nous pourrons utiliser cette production électrique au moyen du gaz et notre production hydroélectrique dans nos installations actuelles pour compenser de façon appropriée les fluctuations de la production éolienne.

N'oubliez pas, nous passerons d'une production éolienne qui représente 5 p. 100 de la production totale actuelle à environ 30 p. 100 d'ici 2030.

Le sénateur Massicotte : Je m'adresse maintenant à la Colombie-Britannique. Vous êtes l'une des provinces qui ont fait l'expérience de l'établissement de prix pour le carbone. Je crois que vous êtes rendu à 30 $ la tonne. Il y a beaucoup de débats à ce sujet. La plupart des économistes recommandent fortement l'établissement de prix pour le carbone, de façon à influer sur les comportements, ainsi de suite.

Parlez-nous de votre expérience. Avez-vous constaté un impact important? Est-ce très important dans votre plan sur les sources d'énergie renouvelable? Pouvez-vous nous parler des leçons que vous avez tirées de votre expérience?

M. Sandve : Je crois que, du point de vue de l'impact direct sur BC Hydro, la taxe sur le carbone n'a pas eu un impact majeur. En effet, lorsque nous examinons le coût de production, qu'on parle d'une source propre ou de gaz naturel, nous devons tenir compte de la taxe sur le carbone dans le coût d'approvisionnement du gaz naturel, mais nous tentons aussi de respecter la norme de 93 p. 100 d'énergie propre ou renouvelable. Il y a beaucoup de choses à prendre en considération lorsqu'on prend des décisions liées à la planification énergétique, et nous devons nous appuyer sur un plan de ressource approuvé par le gouvernement.

Il est évident que nous avons tenu compte de la taxe sur le carbone au moment de déterminer de quelle façon nous allions élargir notre portefeuille d'énergies, mais il y a aussi un certain nombre d'autres facteurs, dont j'estime que certains, comme la norme de 93 p. 100 et l'approbation par le gouvernement de notre plan de ressources, ont probablement une incidence plus grande sur nos décisions en matière d'approvisionnement.

Le second volet concerne le fait que la taxe sur le carbone a un impact sur la décision de nos clients d'utiliser du gaz naturel ou de se connecter à notre réseau et d'utiliser l'électricité. Pour reprendre l'exemple des entreprises de production pétrolière et gazière en amont, celles-ci doivent tenir compte du prix de la taxe sur le carbone lorsqu'elles calculent leurs coûts. Par conséquent, cette taxe a évidemment pour effet de rendre l'autoapprovisionnement en gaz moins attrayant et plus coûteux. Dans un tel contexte, l'électricité peut devenir une option plus intéressante pour des raisons économiques. Je crois que certaines entreprises ont opté pour l'électricité en raison de la taxe.

Le sénateur Massicotte : J'ai une dernière question à poser à l'invité de la Colombie-Britannique : la semaine dernière, nous avons rencontré des représentants de l'industrie minière, qui nous ont fait part de leurs préoccupations au sujet du plan vert. Ils craignaient beaucoup que les augmentations en Colombie-Britannique menacent votre compétitivité. Ils ont en outre affirmé que certains clients importants se déplacent plus au sud le long du littoral. D'après ce que je sais, vos tarifs sont actuellement de 50 à 20 p. 100 moins élevés que, par exemple, à Seattle ou ailleurs plus au sud, mais vous prévoyez des augmentations successives des coûts de 9 p. 100 et de 6 p. 100, puis des augmentations d'environ 3 à 5 p. 100 durant les années subséquentes. Allez-vous perdre votre avantage concurrentiel et cela risque-t-il d'avoir un impact permanent sur votre base industrielle?

M. Sandve : Évidemment, nous sommes tout à fait conscients de cette situation et nous travaillons en étroite collaboration avec nos clients industriels.

Pour ce qui est de l'augmentation, comme vous l'avez mentionné, le gouvernement a mis en place ce qu'il a appelé son plan tarifaire sur 10 ans. Le plan a commencé durant l'exercice financier 2015, soit pas mal durant l'année civile 2014. L'augmentation de 9 p. 100 est entrée en vigueur il y a environ deux ans. Il y a eu une augmentation de 6 p. 100 il y a quelques mois, puis une augmentation de 4 p. 100 en avril dernier. On prévoit une augmentation de 3,5 p. 100 l'année prochaine, puis une autre de 3 p. 100 l'année suivante. Selon nous, une fois ces augmentations apportées, les augmentations subséquentes des taux suivront davantage le taux de croissance économique ou d'inflation et seront assurément inférieures à 3 p. 100.

Pour ce qui est de l'impact sur la compétitivité, l'une des principales études sur lesquelles nous nous appuyons est l'étude d'Hydro-Québec. L'étude la plus récente remonte en avril dernier si je ne m'abuse. Elle tient donc compte des augmentations de 9 et de 6 p. 100, et malgré tout, la Colombie-Britannique se classe au troisième rang des taux résidentiels les plus bas sur — si je ne me trompe pas — 23 administrations nord-américaines recensées. Elle arrive aussi au quatrième rang, pour ce qui est des taux commerciaux, et au cinquième rang, pour ce qui est des taux industriels.

En ce qui a trait au taux industriel, pour être juste, je crois que certains de nos clients industriels ont raison de faire valoir que d'autres administrations offrent peut-être un peu plus de souplesse en ce qui concerne les périodes de consommation, ce dont la cinquième place de la province ne tient peut-être pas tout à fait compte.

En général, malgré ces augmentations de 9 et de 6 p. 100, nous continuons d'être dans le premier quartile des taux les plus bas en Amérique du Nord, mais c'est assurément un enjeu dont nous resterons très conscients à l'avenir au moment de trouver le juste équilibre entre les investissements dans le réseau — qui exerce une pression à la hausse sur les taux — et le maintien de taux assez bas pour que l'industrie reste compétitive.

Le sénateur MacDonald : J'ai tellement de questions; je vais commencer par la Saskatchewan.

La Saskatchewan est un important producteur d'uranium, qui est exporté dans le monde entier. Je fais partie de ceux qui croient encore au nucléaire. Le nucléaire ne semble plus faire partie de nos projets au Canada, même si nous tentons d'exporter cette technologie. La Saskatchewan compte sur une géologie stable. La province envisage-t-elle — ne serait-ce qu'un peu — de miser sur des centrales nucléaires? Dans la négative, pourquoi pas? Pourquoi la Saskatchewan — qui est une intervenante dans l'industrie nucléaire — ne s'intéresserait-elle pas à la production d'énergie nucléaire?

Guy Bruce, vice-président, Planification, environnement et développement durable, SaskPower : C'est une excellente question, et je vais y répondre. La Saskatchewan réfléchit à l'option nucléaire depuis plusieurs décennies, et c'est un sujet sur lequel nous nous pencherons à nouveau. La dernière fois nous y avons réfléchi, en 2009, nous nous intéressions aux grands réacteurs, qui produisent de 700 à 1 000 mégawatts. Notre réseau ne compte que de 4 000 à 4 400 mégawatts, alors ces grands réacteurs sont trop gros pour la province.

Nous gardons à l'œil la mise au point de ce qu'on appelle les petits réacteurs modulaires, qui peuvent produire de 50 à 300 mégawatts. C'est une technologie dont nous continuons de surveiller l'évolution. C'est une option que nous envisageons à long terme.

Le sénateur MacDonald : J'ai une autre question pour la Saskatchewan au sujet de ses centrales alimentées au charbon. La Nouvelle-Écosse produit une bonne partie de son énergie grâce à des centrales alimentées au charbon. Nous savons que la tendance actuelle est à l'élimination des centrales au charbon, et je comprends pourquoi du point de vue de leur empreinte.

Mais j'aimerais savoir de quel genre de technologies sont dotées les nouvelles unités que vous avez ajoutées et qui sont munies de dispositifs d'épuration ou de réduction des émissions? Quelle est la qualité de l'électricité produite à partir de charbon en Saskatchewan? Quel est le niveau de contrôle des émissions dans ces installations?

Je pose la question parce qu'il semble y avoir un tel empressement à se débarrasser du charbon. Je ne dis pas qu'il ne faut pas abandonner cette source, même si je suis de ceux qui préfèrent remplacer le charbon par le gaz naturel pour des raisons économiques. Je me demande simplement quelle a été votre expérience en Saskatchewan.

M. Marsh : L'expérience du projet de captage du carbone à l'unité 3 de Boundary Dam a été très positive. Cette installation fonctionne à plein rendement depuis maintenant environ 18 mois. Comme je l'ai dit plus tôt, nous sommes en voie de capter 800 000 tonnes dans cette unité en 2016.

C'est une centrale qui produit normalement 150 mégawatts et qui fonctionne au carbone capté. Elle permet de fournir de 115 à 120 mégawatts au sein de notre réseau. Lorsque l'installation fonctionne à plein rendement, elle permet de capter environ 90 p. 100 du dioxyde de carbone qui passe dans les cheminées.

Nous pouvons exploiter cette unité à n'importe quelle intensité pour respecter les exigences de livraison à Cenovus. Cenovus utilise le dioxyde de carbone à des fins de récupération auxiliaire. Nous pouvons aussi fournir une partie du dioxyde de carbone à Aquistore, qui l'envoie dans un aquifère salin profond à environ 10 000 pieds sous terre.

Cette technologie fonctionne et fonctionne bien. Il s'agit d'une possibilité pour les centrales de production au charbon non seulement en Saskatchewan et dans d'autres parties du Canada, mais dans le monde entier. Cette technologie permet de réduire les émissions bien au-delà de la réglementation fédérale actuelle. Cette méthode nous permettra d'éliminer une bonne partie des émissions produites par les centrales au charbon et permettra aux services publics du monde entier de continuer à utiliser le charbon, qui est une source très stable à faible coût et à long terme, surtout ici en Saskatchewan et dans d'autres parties de l'Amérique du Nord.

C'est une technologie tout à fait viable dans laquelle nous avons décidé d'investir à l'unité 3 de Boundary Dam. Nous continuons d'exploiter cette installation et nous continuerons à travailler sur les arguments économiques connexes en vue de la prochaine décision que nous prévoyons prendre vers la fin de 2017 ou en 2018.

Le sénateur MacDonald : D'après votre expérience, trouvez-vous exagérées les craintes selon lesquelles vous n'atteindrez pas vos cibles en matière de réduction des émissions ou selon lesquelles la technologie de base est problématique?

M. Marsh : Je crois évidemment que ces craintes sont exagérées. Nous avons montré que nous sommes actuellement en voie de capter 90 p. 100 des émissions, ce qui est environ trois fois mieux que ce que les centrales au gaz naturel peuvent faire actuellement. Cette année, nous réduisons les émissions générales de notre parc de 800 000 tonnes. Si on appliquait cette technologie à d'autres centrales au charbon non seulement en Saskatchewan, mais dans d'autres parties du Canada ou de l'Amérique du Nord, nous pourrions favoriser d'importantes réductions des émissions.

Je crois que les organismes comme l'Agence internationale de l'énergie et d'autres organisations internationales ont déjà indiqué que, vu la quantité d'électricité produite au charbon dans le monde actuellement, la technologie de captage du carbone est absolument cruciale pour qui veut s'assurer que la planète réussira à réduire son empreinte carbone à l'avenir.

Le sénateur MacDonald : J'ai une question pour l'invité de la Colombie-Britannique. J'en profite pour saluer un de mes grands héros : que Dieu bénisse W.A.C. Bennett. Quel grand premier ministre et grand dirigeant et quel extraordinaire héritage il vous a laissé dans le domaine hydroélectrique. Vous comptez sur une excellente capacité hydroélectrique en Colombie-Britannique.

J'ai toujours été surpris par le peu d'efforts qu'on consacre à l'exportation d'hydroélectricité au pays, aux exportations d'hydroélectricité entre les provinces. Je me demande quelle a été votre expérience en Colombie- Britannique : pourquoi semble-t-il y avoir aussi peu d'exportations interprovinciales et comment entrevoyez-vous l'avenir dans ce dossier? On en a parlé dernièrement, mais, selon vous, à quoi peut-on s'attendre au chapitre des exportations d'hydroélectricité?

M. Sandve : Je suis d'accord avec ce que vous avez dit au sujet de W.A.C. Bennett. Nous sommes effectivement très chanceux.

L'une des choses qui deviendront de plus en plus importantes tandis que les administrations de partout au pays renforceront leur capacité de production renouvelable — comme il en a été question plusieurs fois durant les travaux du comité, une bonne partie des capacités de production renouvelable sont associées à des ressources intermittentes comme le vent et le soleil —, c'est la question de savoir quelle sera la source d'approvisionnement d'appoint résiliente et souple? Quelle sera la capacité de rechange pour pallier les fluctuations? Selon moi, tandis que cette tendance se poursuivra, nos importantes ressources hydriques constitueront une source d'appoint toute désignée.

En intégrant davantage nos réseaux de transport à l'échelle du pays et en déterminant de quelle façon nous pouvons harmoniser efficacement nos systèmes et en tirer une certaine fiabilité et des gains d'efficience... Je crois que ce sera tout un défi. La construction de ce genre d'infrastructure coûte cher et prend du temps, mais, assurément, à la lumière de certaines des récentes discussions — si préliminaires soient-elles — entre les gouvernements de la Colombie- Britannique et de l'Alberta, cette intégration des réseaux fera partie de la solution. La Colombie-Britannique compte sur une capacité propre et souple, et une partie de sa production peut être transportée en Alberta lorsque le vent ne souffle pas. En outre, l'énergie fournie peut être récupérée lorsque le vent souffle. Les deux systèmes peuvent s'équilibrer l'un l'autre de cette façon.

Peut-on appliquer cette structure à ensemble du pays? À mesure que cette capacité deviendra de plus en plus importante, ces discussions auront probablement lieu.

Le sénateur MacDonald : Quelles sont les limites en ce qui concerne le transport de l'électricité?

M. Sandve : Il y a actuellement une interconnexion entre la Colombie-Britannique et l'Alberta, mais elle est limitée dans certains cas en raison de l'absence de redondance ou de plans d'urgence du côté albertain. The Alberta Electric System Operator s'efforce de régler ces problèmes. Lorsque les lacunes seront comblées, la capacité d'interconnexion sera renforcée. Essentiellement, c'est une question de capacité. On pourrait maximiser la capacité de l'interconnexion actuelle ou en construire une deuxième, ce qui permettrait d'accroître la quantité d'électricité qui peut être transférée à un moment donné.

Ce qu'on constate actuellement en Alberta, c'est que le prix de l'électricité a tendance à être très volatile. Par conséquent, à certaines heures, il peut être très bas, et il peut aussi y avoir des périodes de demande de pointe où il est très haut. Habituellement, durant ces heures de demande de pointe, l'interconnexion est utilisée à plein rendement. Nous envoyons le plus d'électricité possible pour profiter du prix élevé. Dans les heures où la demande est plus basse, l'interconnexion n'est pas utilisée à plein rendement parce que ce n'est pas avantageux pour la Colombie-Britannique ni pour l'Alberta de nécessairement le faire durant ces périodes.

La sénatrice Seidman : Merci beaucoup. J'aimerais approfondir ce sujet de façon plus générale avec vous deux, monsieur Marsh et monsieur Sandve.

Le comité a reçu plusieurs témoins qui demandaient une augmentation du commerce d'électricité interprovincial afin de tirer parti des importantes ressources hydroélectriques de base dans certaines régions pour remplacer la production à partir de combustibles fossiles dans les provinces adjacentes. On affirme aussi que ce type d'échange est une façon de composer avec les sources intermittentes d'énergie renouvelable, et plus précisément la production éolienne et solaire.

Croyez-vous qu'on devrait tenter d'augmenter le commerce d'électricité interprovincial afin d'aider à atteindre les objectifs en matière de réduction des émissions? Quels pourraient être les obstacles dans ce cas? De quelle façon le gouvernement fédéral peut-il encourager le commerce d'électricité interprovincial si, selon vous, c'est quelque chose qu'il doit faire?

Nous pourrions commencer par M. Marsh.

M. Marsh : Merci. Je vais laisser Guy Bruce répondre à cette question.

M. Bruce : Selon moi, nous croyons qu'un transfert d'électricité est-ouest accru est une bonne chose. La Colombie- Britannique et l'Alberta se complètent mutuellement. La Colombie-Britannique compte sur d'excellentes ressources hydroélectriques, et l'Alberta mise principalement sur les combustibles fossiles.

Dans un même ordre d'idées, le Manitoba et la Saskatchewan sont voisins. Nous avons effectivement conclu des contrats d'achat avec Manitoba Hydro. Nous avons commencé à discuter avec le Manitoba, alors il y a tout naturellement des occasions à saisir à ce sujet.

Les échanges se sont traditionnellement faits du nord au sud, et, par conséquent, les débouchés commerciaux ont toujours favorisé une expansion des capacités de transmission vers le sud. Selon moi, il faut adopter un cadre de planification plus régional.

Il y a des occasions à saisir. En général, les obstacles sont liés aux coûts de l'infrastructure. Les lignes de transport nécessaires pour transporter de grandes quantités d'électricité sur de longues distances coûtent très cher. En plus des obstacles liés aux coûts, il y aura d'autres obstacles au chapitre de l'acceptation publique et des préoccupations des propriétaires terriens ainsi qu'une diversité de problèmes techniques. Il n'en reste pas moins qu'il y a à coup sûr des possibilités à saisir.

La sénatrice Seidman : Je voulais aussi savoir de quelle façon, selon vous, le gouvernement fédéral pourrait encourager ce genre d'échange interprovincial. Quel pourrait être le rôle du gouvernement fédéral dans ce dossier?

M. Bruce : Il peut aider de diverses façons. Je sais qu'il y a assurément des occasions de financer des éléments d'infrastructure qui permettraient d'aider à couvrir certains coûts. Il y a probablement des façons de rationaliser les processus de délivrance des permis dans le cadre des projets d'infrastructure. Ce sont les deux choses qui me viennent à l'esprit à brûle-pourpoint. Je suis sûr qu'il y en a d'autres.

Les défis liés à l'infrastructure sont les mêmes partout au pays. Il a été dit durant les déclarations préliminaires que tous les services publics sont confrontés à des défis liés à l'infrastructure et que les coûts sont très élevés.

La sénatrice Seidman : Exactement. Ça allait probablement être ma prochaine question. Je vais laisser M. Sandve répondre à la question du soutien gouvernemental, et je m'attarderai peut-être à la question de l'infrastructure après si c'est possible. Monsieur Sandve?

M. Sandve : Dans un premier temps, je suis tout à fait d'accord avec ce qui a déjà été dit et je ne vais pas le répéter. Je suis aussi d'accord avec les prémisses de la question. Je crois que le système pourrait être plus fiable et — plus particulièrement — plus efficient grâce aux interconnexions. Si on peut acheter de l'électricité plutôt que d'avoir à construire, par exemple, une centrale au gaz naturel pour assurer une source d'électricité d'appoint, on pourrait faire des gains d'efficience. Il faut y réfléchir.

Pour ce qui est des obstacles, l'autre obstacle que je mentionnerais en plus des coûts, c'est la façon dont on pourrait calculer la valeur de la capacité. Ce que j'entends par là, c'est que, habituellement, les marchés d'échange énergétique s'appuient sur le coût d'un mégawattheure d'électricité. L'électricité est transmise, et le destinataire paye sa consommation.

Ce qui a été moins bien défini — et encore là, je ne sais pas si on l'a fait —, c'est le coût à facturer pour la capacité. Ce que j'essaie de dire c'est que, si une administration comme la Colombie-Britannique ou une entreprise comme BC Hydro est en disponibilité et est prête à envoyer de l'énergie — qu'il faudra peut-être envoyer ou peut-être pas, selon qu'il vente ou non — comment doit-elle être rémunérée pour ce service? De quelle façon peut-on évaluer la valeur de ce service précis? De quelle façon peut-on évaluer le coût d'un tel service? Nos marchés d'électricité n'en sont pas encore là, et cet aspect de la question ne fait pas encore partie de la transaction et de la proposition de valeur.

Pour ce qui est de l'aide que le gouvernement fédéral peut fournir, les fonds d'infrastructure en sont assurément une composante. C'est toujours une question d'argent, semble-t-il, d'une façon ou d'une autre.

L'autre chose que le gouvernement pourrait faire, c'est simplement d'envoyer un signal. Les décideurs et, bien sûr, vous aussi, en tant que sénateurs, avez beaucoup d'influence dans le cadre de ces conversations. Donner un tel coup de pouce et envoyer ce signal pourraient avoir un grand impact.

La sénatrice Seidman : Merci. Je vais revenir sur un point que vous avez soulevé. En passant, vous avez dit que le fait d'être en disponibilité devrait faire partie de la proposition de valeur. En d'autres mots, la province est prête, l'énergie n'est pas nécessaire, mais la province était là au cas où, pour prendre le relais, et cela ne fait pas partie de la proposition de valeur. De quelle façon pourrait-on intégrer cela à la proposition de valeur?

M. Sandve : Je crois qu'on commence tout juste à s'intéresser à cette question. Au bout du compte, tandis que les provinces discutent de la possibilité d'accroître les échanges, tout dépend du produit qu'elles veulent et de ce qu'elles sont prêtes à payer pour l'obtenir. Si l'un des services que les administrations veulent de plus en plus obtenir, c'est un approvisionnement d'appoint fiable, qui est là lorsqu'on en a besoin, mais qui n'est pas toujours nécessaire, alors c'est aux intervenants qui participent aux discussions de réfléchir à la façon dont nous pouvons définir la valeur appropriée de ce service et permettre sa rémunération.

Ce que j'essaie de dire, c'est que, jusqu'à présent, ce produit n'a pas été au centre des discussions et, par conséquent, sa valeur n'a pas été établie. Selon moi, ce service fera simplement partie des négociations et des discussions entre les administrations à mesure qu'elles définiront la marche à suivre.

Le sénateur Patterson : Merci aux témoins. J'aimerais revenir sur la question des installations commerciales de captage et de stockage du carbone que vous avez décrites comme étant une réussite pour SaskPower. Pouvez-vous nous dire combien de fonds fédéraux et provinciaux ont été investis dans ce projet? Et connaissez-vous le coût par tonne de carbone captée?

M. Marsh : Le projet a commencé à l'automne de 2014. À ce moment-là, les coûts de construction étaient tout juste inférieurs à 1,5 milliard de dollars. De ce montant, 240 millions de dollars ont été fournis par le gouvernement fédéral et étaient destinés aux travaux de construction des installations.

Le sénateur Patterson : J'aimerais obtenir le coût par tonne de carbone captée, ce peut être maintenant ou plus tard.

Il y a autre chose que je veux savoir : vous avez décrit ce projet comme étant une réussite. Envisagez-vous donc d'utiliser la technologie de captage du carbone dans d'autres installations? Je sais que vous avez une nouvelle centrale à Shand. Auriez-vous besoin de la participation du gouvernement pour assurer la viabilité de l'entreprise ou pour adopter cette technologie ailleurs?

M. Marsh : Actuellement, nous examinons des options d'investissement en attendant de prendre la prochaine décision. Les prochaines unités qui seront mises hors service dans notre parc sont les unités 4 et 5 de Boundary Dam, et nous nous sommes concentrés sur les activités de modernisation de ces unités.

Nos équipes de génie ont déjà évalué la situation, et nous avons déjà dit publiquement que nous croyons pouvoir réduire les coûts des installations permanentes de 20 à 30 p. 100 par rapport à la construction de la première installation, et ce, seulement en raison des leçons apprises et du fait que nous avons maintenant accès à la nouvelle génération de technologie de captage du carbone.

Nous envisageons aussi d'utiliser la technologie sur une plus grande unité — une unité de 300 mégawatts — ce qui aiderait à réduire les coûts en raison de meilleures économies d'échelle tout en permettant probablement de capter plus de dioxyde de carbone.

Nous envisageons un certain nombre d'options pour l'avenir. Comme je l'ai dit dans ma déclaration, nous prévoyons actuellement attendre jusqu'en 2017, et peut-être jusqu'en 2018, avant de prendre la prochaine décision sur l'utilisation de la technologie de captage du carbone dans une autre unité.

Le sénateur Patterson : Merci.

Je tiens à remercier BC Hydro de l'exposé très complet qui nous a été présenté. Je viens d'une région éloignée qui compte sur le diesel. En fait, au Nunavut, 100 p. 100 de notre électricité est produite grâce au diesel. Je m'intéresse beaucoup à ce que vous avez dit sur le remplacement de la production d'électricité au diesel dans les collectivités éloignées.

Pouvez-vous nous fournir un peu plus de renseignements au sujet du projet de biomasse avec la nation Kwadacha? Combien de personnes sont visées et quelle est la source de la biomasse? Aussi, maintenant ou plus tard, pouvez-vous nous dire dans quelle mesure vous avez réussi à réduire les coûts énergétiques en investissant dans une meilleure isolation — c'est ainsi que je crois que vous l'avez décrit — et dans d'autres collectivités?

M. Sandve : Bien sûr. Je crois qu'il serait préférable — si vous et les autres membres du comité n'y voyez pas d'inconvénient — que je me penche un peu plus sur cette question et que je vous fournisse les renseignements plus tard. Je n'ai qu'une connaissance générale de ces deux initiatives, et j'aimerais procéder à certaines vérifications auprès de mes collègues pour vous fournir une réponse plus exacte, si encore une fois, vous n'y voyez pas d'inconvénient.

Le sénateur Patterson : Nous aimerions bien que vous nous fournissiez cette information par l'intermédiaire de notre greffière. Merci.

La sénatrice Johnson : Merci beaucoup. C'est toujours plaisant de passer après que d'autres intervenants ont posé des questions, et de très bonnes, en passant.

Je viens du Manitoba, alors je vais évidemment vous poser des questions sur ma province. Comme vous le savez, nous comptons sur un nouveau conseil au sein de Manitoba Hydro. J'ai grandi sur le lac Winnipeg, alors je connais bien ce qui se passe dans les centrales là-haut.

J'ai consulté votre présentation, et j'ai remarqué que, de 2016 à 2030, SaskPower prévoit réduire son utilisation d'hydroélectricité dans son panier énergétique et que cette utilisation passera de 20 à 15 p. 100. En tant que votre voisin à l'est, au Manitoba, qui compte sur d'importantes ressources hydroélectriques prêtes à être exportées — comme nous le faisons aux États-Unis aussi — pourquoi ne pas tout simplement importer plus d'hydroélectricité du Manitoba? Et croyez-vous que la Saskatchewan possède suffisamment de capacité de transport d'électricité vers les réseaux de ses voisins?

M. Bruce : Pour commencer, la réduction d'ici 2030 est une réduction en pourcentage. Actuellement, le pourcentage est d'environ 20 p. 100, et il passera à 15 p. 100. La raison pour laquelle le pourcentage diminuera, c'est que la production totale augmentera beaucoup. En fait, on s'attend à une augmentation de la capacité hydroélectrique.

Quant à savoir pourquoi nous n'importons pas tout simplement de l'électricité de Manitoba Hydro, comme je l'ai déjà mentionné, nous avons déjà conclu un contrat sur 20 ans pour 100 mégawatts. Cette entente est en place. Cet échange est facilité par la construction du projet de centrale hydroélectrique Keeyask. Pour ce qui est des occasions à plus long terme, le potentiel est là, mais tout dépendra d'autres importants projets hydroélectriques réalisés à l'avenir.

Nous discutons avec Manitoba Hydro de ces possibilités. Il y a des possibilités de transactions à plus court terme, mais, à long terme, les achats de puissance garantie exigeront la construction d'infrastructures supplémentaires. C'est quelque chose que nous gardons toujours à l'œil.

La sénatrice Johnson : Pouvez-vous nous parler des projets à venir que vous venez de mentionner ou non?

M. Bruce : Je crois qu'il est de notoriété publique que Manitoba Hydro envisageait deux projets hydroélectriques majeurs. Le premier est celui de la centrale Keeyask, et les travaux sont en cours. L'autre projet majeur est celui de Conawapa, mais il est actuellement en suspens. Ce ne sont que deux exemples.

La sénatrice Johnson : Savez-vous quand les travaux pourraient commencer? Il y a beaucoup de capacité hydroélectrique qu'on pourrait mettre à profit.

M. Bruce : Je ne peux pas vraiment vous parler des plans de développement actuels au Manitoba.

La sénatrice Johnson : Eh bien, nous le découvrirons. Merci.

Ma prochaine question est destinée à Chris Sandve, de BC Hydro. BC Hydro a dépensé 445 millions de dollars pour des mesures de conservation et d'efficience de 2014 à 2016. Pouvez-vous nous donner des exemples de certaines de ces mesures, nous expliquer de quelle façon elles permettent de conserver de l'énergie et nous préciser à quel coût? Je suis sûre que d'autres administrations se sont aussi intéressées à ce dossier.

M. Sandve : Nous distinguons nos clients selon qu'ils sont résidentiels, commerciaux et industriels.

Du côté résidentiel, on peut miser sur des choses comme des rabais au détail. Nous créons des partenaires avec des détaillants, comme Home Depot, Canadian Tire, Best Buy, et cetera, et nous accordons un escompte sur certains produits écoénergétiques, que ce soit des ampoules ou des réfrigérateurs efficients, pour encourager les consommateurs à acheter ces produits plus efficients.

Du côté commercial, nous pouvons fournir des mesures incitatives à un client qui achète un nouvel immeuble commercial afin qu'un type d'équipement précis ou telle amélioration de l'enveloppe de l'immeuble constitue une option plus intéressante pour lui, de façon à ce que ces genres d'infrastructure écoénergétique soient intégrés d'entrée de jeu au bâtiment.

Du côté industriel, nous avons tendance à préconiser les investissements dans de l'équipement plus efficient. Par exemple, nous avons pas mal de gros clients dans le domaine des pâtes et papiers. S'ils veulent modifier leur équipement de production et le rendre plus écoénergétique, nous pouvons fournir des mesures incitatives dans ces cas- là.

L'autre chose que je pourrais mentionner concerne nos clients résidentiels. Nous avons mis en place ce que nous appelons le programme de comportement résidentiel Power Smart dans le cadre duquel nous mettons au défi nos clients résidentiels de réduire leur consommation d'énergie de 10 p. 100 ou plus par année. S'ils réussissent, ils obtiennent un rabais de 50 $. Nous avons obtenu beaucoup de succès dans le cadre de ce programme.

La sénatrice Johnson : Pouvez-vous aussi nous parler de l'électrification des transports et de l'adoption des véhicules électriques, des domaines où la Colombie-Britannique est un chef de file? Que pensez-vous des conducteurs qui choisissent des véhicules électriques? Si la Colombie-Britannique réussit à atteindre une proportion de 25 à 30 p. 100 de véhicules électriques au cours des 10 prochaines années, aurez-vous suffisamment de capacité hydroélectrique pour alimenter tous ces véhicules? Est-ce que tout dépend des facteurs du marché et des réunions des planificateurs qui s'affairent aux préparatifs? Quels instruments utilisez-vous pour mesurer la demande en électricité liée aux véhicules électriques?

M. Sandve : Pour ce qui est de la croissance des véhicules électriques en particulier, comme je l'ai mentionné, il y a environ 3 000 véhicules sur la route aujourd'hui. Selon nos estimations futures de la demande, d'ici 2025, il devrait y avoir environ 66 000 véhicules électriques. Nous constatons une certaine croissance dans ce domaine.

Je crois que le principal obstacle sera la sensibilisation des clients et leur niveau de confiance à l'égard de ces véhicules. C'est un tournant qui ne se fera pas du jour au lendemain. Il est évident que le processus est en cours, mais il faudra du temps.

Pour ce qui est de ce que BC Hydro peut faire pour favoriser cette tendance, plus nous élargirons notre infrastructure de recharge pour ces véhicules et plus nous nous assurerons que le réseau est en place pour que les gens sachent qu'ils pourront se rendre là où ils ont besoin d'aller grâce à un véhicule électrique, mieux ce sera.

Actuellement, les véhicules électriques sont principalement chargés à la maison ou au travail. Si l'on pense au trajet habituel en véhicule, les gens ne font pas de 200 à 300 km d'un coup. Ils vont au travail et en reviennent. De façon générale, la plupart des conducteurs de véhicules électriques s'en tirent très bien simplement en rechargeant leur véhicule lorsqu'ils reviennent à la maison, mais je crois qu'il y a plus de préoccupations suscitées par les voyages plus longs. Dans la mesure où nous pouvons élargir notre réseau de recharge, nous pourrons dissiper certaines de ces craintes.

L'une des raisons pour lesquelles la Colombie-Britannique a eu du succès relativement à l'adoption de véhicules électriques tient aux mesures incitatives au point de vente que le gouvernement a offertes. Le gouvernement de la Colombie-Britannique offre jusqu'à 5 000 $ au moment de l'achat d'un véhicule électrique et jusqu'à 6 000 $ pour l'achat d'un véhicule à hydrogène, afin de faire diminuer le coût d'achat.

Vous avez aussi demandé si nous pouvions répondre à la demande. Ce qui est intéressant avec les véhicules électriques, c'est que, en fait, ils sont très efficients. On pourrait croire que l'augmentation de 3 000 à 66 000 véhicules aura un impact important sur la demande. Ce n'est pas mineur, mais ce n'est pas aussi important que certains pourraient le penser. Avec 3 000 véhicules, la demande se limite à environ 10 gigawattheures, ce qui est quasiment insignifiant d'un point de vue statistique de la demande. À 66 000 véhicules, on parle probablement d'environ 250 gigawattheures. Pour mettre les choses en perspective, une grande usine de pâtes et papiers, par exemple, consomme probablement environ deux ou trois fois cette quantité. Même 60 000 véhicules électriques ne consomment environ que les deux tiers de ce que nos principaux consommateurs industriels consomment en une année.

La sénatrice Johnson : Nous sommes tellement habitués à nous brancher au Manitoba qu'il ne devrait pas y avoir de problèmes. Nous sommes branchés la moitié de l'année, alors c'est une bonne chose de compter sur toute cette énergie.

Connaissez-vous le symposium de la Singularity University qui vient d'avoir lieu en Allemagne et qui portait sur les véhicules électriques et le fait que nous n'allons même plus conduire les véhicules, et que c'est eux qui nous amèneront à destination? Avez-vous entendu tout ce qui s'est dit sur l'électricité et les véhicules à l'avenir?

M. Sandve : Je ne connais pas très bien le symposium que vous avez mentionné. Assurément, dans certains des travaux auxquels j'ai participé relativement aux véhicules électriques, j'ai lu certains ouvrages sur ce à quoi il faut s'attendre à l'avenir et si même nous conduirons encore les véhicules du futur, mais je ne connais pas le symposium précis que vous avez mentionné.

La sénatrice McCoy : Ma première question est destinée à BC Hydro. Vous avez parlé de fiabilité. Quel est votre pourcentage cible de fiabilité?

M. Sandve : Le pourcentage de fiabilité? Je ne suis pas sûr de comprendre la question. Je vais essayer de répondre comme suit : nous mesurons la fiabilité en fonction d'un certain nombre de mesures différentes, des choses comme les pannes par client par année, le nombre de pannes de longue durée, le nombre total d'heures de panne par année. Nous comparons ces mesures à celles d'autres services publics du Canada et définissons des cibles connexes chaque année. Je ne me rappelle pas ces cibles de mémoire, alors je ne peux pas vous dire précisément en quoi elles consistent. Cependant, pour ce qui est du pourcentage de fiabilité, c'est habituellement ainsi que nous mesurons et comparons notre fiabilité, en fonction de certaines de ces mesures. Je peux vous fournir ces cibles précises sans problème si vous les voulez.

La sénatrice McCoy : Oui, si c'est possible. Nous avons accueilli TransAlta il n'y a pas très longtemps, et les représentants nous ont dit que leur point de référence était — si je ne m'abuse — une disponibilité de 99,997 p. 100. Je croyais qu'il s'agissait d'une règle générale assez commune.

J'aimerais aussi que vous me disiez combien coûte une borne de recharge pour véhicule électrique.

M. Sandve : Je vais certainement obtenir l'information sur la fiabilité, et merci de l'information supplémentaire que vous m'avez fournie. Je comprends ce que vous voulez savoir et je suis sûr que je peux vous fournir cette information.

Les bornes de recharge rapide typiques pour véhicules électriques — et, par recharge rapide, je veux dire que ces bornes permettent de recharger complètement une batterie vide en moins d'une demi-heure — coûtent 100 000 $ chacune.

La sénatrice McCoy : Cela fait-il partie de la base tarifaire?

M. Sandve : Oui.

La sénatrice McCoy : C'est donc dire que les clients paient pour cela à même leurs frais ou leurs droits?

M. Sandve : C'est exact. Au moins pour les 30 bornes qui sont en place actuellement. Pour ce qui est de savoir si BC Hydro continue d'être la société qui fait... Désolé. Je m'excuse. Cela ne fait pas partie de la base tarifaire. BC Hydro possède les bornes, mais les fonds pour dépenses en capital pour ces bornes proviennent en réalité des gouvernements provincial et fédéral. Je m'excuse. Il ne s'agirait pas d'une immobilisation faite au nom des contribuables.

La sénatrice McCoy : Vous avez mentionné les gouvernements fédéral et provincial. Quel genre d'entente de partage des coûts ces gouvernements ont-ils?

M. Sandve : Je dois vérifier. Je crois que ces 30 premières bornes ont été déployées il y a environ trois ans. Je peux vérifier l'entente de partage des coûts particulière et vous revenir également avec ces renseignements, si cela vous convient.

La sénatrice McCoy : Très bien, merci.

Je poserais la même question à SaskPower au sujet de la fiabilité. Quel est votre point de référence?

M. Marsh : Nous nous mesurons à d'autres services publics canadiens, comme l'a dit le représentant de BC Hydro. Nous essayons de nous maintenir au-dessus de la médiane pour ce qui est de la fiabilité sur le plan de la transmission et de la distribution. Je n'ai pas ces chiffres en pourcentage dont vous parlez. Je serais heureux de les obtenir pour vous et de vous communiquer ces renseignements prochainement.

La sénatrice McCoy : Fantastique. C'est excellent, merci.

Je suis désolée pour le retard, j'ai été retenue. Vous avez peut-être déjà abordé cette question dans votre exposé. Certes, j'ai écouté attentivement votre conversation avec d'autres sénateurs concernant le captage et le stockage de carbone. Je souhaite vous féliciter pour votre projet. Je dirais que j'admire beaucoup votre courage pour ce qui est de l'avoir fait avancer malgré un scepticisme assez répandu. Nous avions une ébauche de projet — un projet pilote, en Alberta —, et deux de nos services publics se sont retirés à la dernière minute, alors nous ne pouvons pas nous vanter d'avoir un exemple similaire.

Ce sujet m'intéresse vraiment, car c'est, selon moi, une occasion pour le Canada d'investir dans une technologie novatrice que l'on pourrait probablement qualifier de technologie verte, si je puis m'exprimer ainsi. Je crois comprendre qu'il y a pas mal de résistance de la part des ONG. Si j'ai bien compris, en ce moment, le gouvernement de l'Alberta comme le gouvernement fédéral — à l'échelon des élus et, par conséquent, au sein de la haute fonction publique — sont plus favorables au point de vue des ONG sur cette question qu'à celui des ingénieurs, pour ainsi dire.

J'ai deux questions : une question d'ordre général et une question précise. D'abord, j'ai cru comprendre que la société australienne BHP a récemment fait un investissement important dans l'Université de Regina pour soutenir des travaux de recherche et de développement à l'égard de cette technologie. J'aimerais avoir plus de détails là-dessus. Ensuite, que pouvons-nous faire — peut-être dans le cadre des activités du comité, mais certainement en tant que sénateurs — pour vous soutenir, vous et d'autres, dans la promotion de cette technologie?

M. Marsh : Merci. Je vais commencer par donner une réponse, et peut-être que Guy peut intervenir en fournissant d'autres renseignements.

Par rapport à la question touchant BHP Billiton — la plus grande société minière au monde —, elle a fait un investissement. Nous travaillons en partenariat avec BHP Billiton à ce qu'on appelle ici un « centre du savoir », qui sera situé à l'Université de Regina. On veut en faire un centre du savoir qui travaille avec des organisations — non seulement au Canada, mais partout dans le monde — pour promouvoir la technologie de captage de carbone et faire comprendre où on peut l'utiliser, comment on peut la mettre en place de façon toujours plus économique à chaque génération de la technologie.

Je pense qu'il y a ici une très grande occasion d'échange de renseignements entre les services publics, les gouvernements et les établissements d'enseignement et les universités qui peut faire avancer l'art et la science de la technologie de captage de carbone au profit de tous, finalement. C'est pourquoi nous avons conclu un partenariat avec la société BHP. Nous sommes très heureux de l'avoir comme partenaire, et elle est très heureuse d'être ici pour examiner la technologie de captage de carbone et, évidemment, les possibilités dans le reste du monde.

Quant à ce que le Sénat peut faire pour aider à promouvoir cette technologie, je peux vous dire que nous avons eu des discussions avec d'autres représentants de services publics de partout au Canada, d'autres services publics qui brûlent des combustibles fossiles. La technologie continue assurément de présenter un intérêt pour ces services publics, qu'ils soient situés en Alberta ou dans l'Est du Canada. Je pense qu'il serait utile que les sénateurs choisissent de consentir des fonds fédéraux pour l'infrastructure afin qu'on puisse promouvoir la technologie de captage de carbone, comprendre où les occasions peuvent se trouver — particulièrement dans l'Ouest du Canada — pour des choses comme la récupération assistée du pétrole, qui aide à faire en sorte que la transition de combustibles fortement axés sur le carbone aujourd'hui à une empreinte carbone moindre dans l'avenir soit plus ordonnée et moins oppressive sur le plan économique. Nous devons tous arriver à un équilibre entre ce qu'il en coûte à nos clients et les répercussions pour l'ensemble de l'économie.

J'ai dit que les provinces de l'Alberta, de la Saskatchewan et peut-être du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle- Écosse avaient le gros du travail à faire. Comme l'a indiqué mon collègue de BC Hydro, sa province a pu jouir de l'hydroélectricité. Pendant des années, nous avons pu compter sur les combustibles fossiles, le pétrole et le gaz et le charbon. Pour diminuer l'empreinte carbone à un moment donné dans l'avenir, nombre d'acteurs devront déployer beaucoup d'efforts et de ressources. Je pense que le captage du carbone est un des outils qui peut permettre aux services publics et aux gouvernements de partout dans le monde d'aider à avancer de façon ordonnée afin de diminuer l'empreinte carbone.

Le sénateur Massicotte : Quel est le coût du transport de l'hydroélectricité sur 1 000 kilomètres, ou peu importe la distance? Quelle est l'importance du coût du transport par rapport au coût brut de production? Y a-t-il quelqu'un qui puisse m'aider ici?

M. Marsh : Je suis désolé; nous n'avons pas pu entendre la question ici.

Le sénateur Massicotte : Quel est le coût du transport de l'hydroélectricité sur une longue distance, disons 1 000 kilomètres ou une autre distance?

M. Bruce : Je vais tenter une réponse. J'allais simplement dire que le gros coût est celui de la construction, les coûts d'immobilisations liés aux lignes de transmission de haute tension. Il faut de très grandes tours. Je pense que la construction de ces lignes coûte environ plus de 1 million de dollars par kilomètre. Cela dépend du terrain. Cela dépend de la superficie. La situation de la Colombie-Britannique est légèrement différente de celle de la Saskatchewan. Je m'attendrais à ce que les coûts soient supérieurs.

Le sénateur Massicotte : Si on prend ce coût et on le divise par l'électricité qu'on peut transporter sur cette distance, quel est le coût par kilowattheure, vu les coûts de transmission?

M. Bruce : Le chiffre m'échappe. Cela dépend de beaucoup de facteurs et de l'utilisation qu'on fait de la ligne.

Le sénateur Massicotte : Y a-t-il quelqu'un qui pourrait nous revenir avec un peu plus de renseignements à ce sujet, si cela ne vous dérange pas?

M. Marsh : Je crois que ce serait possible, oui.

Le sénateur Massicotte : Merci. Permettez-moi de revenir à la centrale Boundary Dam. La sénatrice McCoy en a parlé. Je suis simplement surpris de constater que, dans le monde, beaucoup de sociétés — de grandes sociétés — prévoyaient faire ce genre de projet au cours des cinq à dix dernières années, et presque tout le monde a reculé. Or, j'ai lu hier que quelqu'un s'était réengagé, une des grandes pétrolières.

Pourquoi votre centrale fonctionne-t-elle si bien? Elle doit avoir quelque chose de particulier. Pourriez-vous me dire, si vous comparez vos coûts de production à ce que vous stockez, quel est le coût par tonne équivalant à ce coût de construction? Comment expliqueriez-vous un tel succès alors que tout le monde semble avoir échoué?

M. Marsh : Eh bien, je pense que nous devons examiner cela dans le contexte de l'évolution de la technologie en Amérique du Nord et partout dans le monde. La technologie de captage de carbone appliquée aux centrales au charbon en est encore à ses balbutiements. Nous en sommes encore à nos débuts. Aujourd'hui, je crois comprendre qu'il y a 15 installations de captage du carbone dans le monde. Certaines d'entre elles sont reliées à des centrales au charbon, d'autres, à des installations gazières. Mais, chaque année, on annonce l'augmentation du nombre d'installations qui seront construites quelque part dans le monde.

La technologie que nous avons choisie est une technologie amine standard qui est utilisée dans le secteur pétrolier et gazier, et ce, depuis des décennies. C'est une modification de cette technologie amine qui permet aux atomes de dioxyde de carbone de s'attacher à l'amine, puis nous l'isolons dans le cadre du processus. Il s'agit vraiment d'une usine chimique qu'on relie à une centrale de cogénération.

En ce qui concerne les coûts, vu l'investissement de 1,5 milliard de dollars et les coûts d'entretien continus, je vous dirais qu'ils se situent certainement dans la gamme des installations hydroélectriques à grande échelle.

Lorsqu'on compare ces coûts à ceux d'autres centrales à charge minimale, ils sont certainement plus élevés que ceux du gaz aujourd'hui. Le coût du gaz naturel, comme vous le savez bien, est très bas, et je dirais qu'il est relativement aisé de mettre sur pied une centrale au gaz naturel par rapport à une installation de captage du carbone.

Alors, aujourd'hui, le coût est élevé. Je pense que les facteurs économiques de la prochaine installation de captage du carbone seront déterminés dans un avenir rapproché, et nous serons en mesure de constater une baisse du dollar par mégawattheure provenant des installations de captage du carbone à chaque nouvelle génération. D'où l'importance de continuer les travaux dans la technologie pour continuer de réduire ce coût pour la prochaine génération, jusqu'à ce que l'entreprise devienne très économique pour de nombreux services publics différents.

L'autre chose dont il faut se souvenir, c'est que les gens commencent maintenant à parler de l'utilisation de la technologie de captage de carbone dans des installations de gaz naturel et d'autres industries qui produisent du dioxyde de carbone et le relâchent dans l'atmosphère. La technologie a des applications dans un certain nombre de domaines différents.

Le sénateur Massicotte : Juste pour m'assurer que j'ai bien compris : quel est le prix correspondant par tonne de CO₂ que vous économisez grâce à ce processus lorsque vous amortissez votre coût de construction, par exemple? À quoi cela correspond-il?

M. Marsh : Eh bien, en ce moment, je ne peux vous donner de chiffre précis. Nous pourrions probablement calculer un ordre de grandeur, mais, de nouveau, tant que nous n'obtiendrons pas un fonctionnement supérieur stable de l'installation et que nous ne pourrons pas extraire des données sur le coût réel, nous ne pouvons vraiment fournir qu'un ordre de grandeur approximatif en ce moment.

Le sénateur Massicotte : Quel est-il?

M. Marsh : Je peux vous dire que les chiffres sont bien supérieurs aux taxes sur le carbone qui sont envisagées pour la Colombie-Britannique et d'autres parties du Canada, mais c'est un investissement direct dans une technologie qui entraîne une réduction directe des émissions de CO₂. Je pense que c'est l'élément qu'il faut examiner. Je crois qu'on ne comprend pas encore bien en quoi un mécanisme de tarification du carbone permettrait d'entraîner une réduction directe importante des émissions de CO₂. Mais c'est la position que nous avons adoptée dans la province, et c'est certainement pourquoi nous avons pris la décision d'investir la somme que nous avons investie. Cela vise à réduire les émissions de gaz carbonique et à nous permettre d'aller de l'avant avec la prochaine génération d'exploitation du charbon.

La sénatrice Seidman : Monsieur Marsh, vous avez fait mention des défis en matière d'infrastructure, et j'aimerais qu'on revienne sur le sujet. Vous abordez cette question sur votre site web. Vous dites que SaskPower fait face à des défis en matière d'infrastructure et que les lignes et les usines installées durant l'électrification rurale vieillissent. Nous savons tous que la demande augmente et qu'une expansion est nécessaire : comment votre société prévoit-elle s'adapter tout en maintenant le coût de l'électricité à un niveau abordable pour ses résidents?

M. Marsh : Pour mettre les choses en contexte, la Saskatchewan a le deuxième territoire de distribution en importance de tous les services publics du pays. Le territoire est grand; la province a presque la taille du Texas. Si vous regardez sur une carte, vous verrez que 156 000 kilomètres de lignes de transmission et de distribution ont été installées il y a bien longtemps, à l'instar de tout autre service public.

Nous avons apporté des améliorations importantes à notre programme d'investissement dans la maintenance de l'infrastructure au cours des dernières années. Nous investissons maintenant près de 400 à 500 millions de dollars par année dans les infrastructures existantes — donc, des installations de génération, de transmission et de distribution existantes — pour nous assurer de continuer d'atteindre les objectifs de fiabilité pour lesquels elles ont été conçues.

En même temps, nous avons vu une croissance dans la province. Il y a l'effet combiné d'une économie en croissance. Des gens viennent dans la province. Nous avons connu plusieurs années où environ 10 000 nouveaux abonnés se sont ajoutés. Il y a seulement trois ou quatre ans, la croissance de la charge dépassait les 6 p. 100. Celle-ci a maintenant baissé à 3 ou à 1 p. 100. Nous continuons de projeter une croissance de 2 p. 100 dans l'avenir. C'est pourquoi nous nous attendons à une augmentation de 10 p. 100 au cours des cinq prochaines années.

Bien sûr, ce nouvel investissement dans l'infrastructure va nécessiter une maintenance à long terme pour que l'on s'assure que nos clients continuent de recevoir l'énergie nécessaire.

L'autre aspect important concernant la Saskatchewan, c'est que les deux tiers de l'énergie que nous produisons vont à des clients du secteur industriel, ce qui ressemble à ce que BC Hydro disait; nous avons donc besoin de grandes centrales à charge minimale dans la province pour nous assurer de servir ces clients. Les mines de potasse, les mines d'uranium et les secteurs pétrolier et gazier sont assez importants. L'économie, qui est axée sur les ressources, dépend beaucoup du fait d'acheminer l'électricité à ces installations.

Nous allons continuer de faire avancer nos programmes d'investissement dans la maintenance de l'infrastructure à très long terme. Nous essayons de gérer cela de façon progressive et contrôlée afin — encore une fois — de réduire au minimum les répercussions sur les tarifs pour nos clients et de le faire dans des programmes plus grands et de façon planifiée.

À mesure que nous agrandissons le réseau, par exemple, si nous devons ajouter de nouvelles installations de transmission, nous allons récupérer ou mettre à niveau des lignes de transmission existantes et installer de nouvelles lignes de transmission, ce qui permettra de transporter l'énergie principalement d'est en ouest, partout dans la province. Cela nous servira dans l'avenir à transporter de l'énergie plus propre au-delà de nos frontières, si l'occasion se présente.

La sénatrice Seidman : Monsieur Sandve, aviez-vous un commentaire au sujet des défis touchant l'infrastructure qui se présenteront assurément en Colombie-Britannique en raison de la croissance de la demande?

M. Sandve : Oui. À l'instar de SaskPower — comme on l'a mentionné, je crois —, il y a trois grands facteurs sous- jacents au besoin d'investir. Premièrement, l'infrastructure est vieillissante et doit être remplacée ou mise à niveau. Deuxièmement, il y a une croissance de la demande, ce qui fait que nous devons étendre le réseau et mettre en place des installations de nouvelle génération.

Troisièmement, nous devons moderniser le réseau électrique. L'avènement des voitures électriques, des thermopompes et de la production décentralisée grâce, entre autres, aux panneaux solaires sur les toits font que le réseau électrique doit fournir beaucoup plus. Toutes ces choses font que l'électricité qui circule dans le réseau d'aujourd'hui n'a presque plus rien à voir avec celle qui y circulait il y a des dizaines d'années, quand les réseaux ont d'abord été construits. La modernisation du réseau électrique représente une dépense importante, et c'est certainement un obstacle à surmonter.

BC Hydro investit plus de deux milliards de dollars par année dans ses immobilisations. Tout comme SaskPower, nous tenons à atteindre un équilibre satisfaisant entre, d'une part, les investissements nécessaires pour assurer la fiabilité du réseau et, d'autre part, le rythme auquel ces investissements doivent être faits pour que les tarifs demeurent abordables pour nos clients.

En réaction à cette difficulté, et pour aider à la surmonter, le gouvernement a décidé — et c'est un aspect clé, puisque nous sommes une société appartenant au gouvernement provincial — de séparer effectivement nos actifs du rendement des capitaux propres qu'il tire de BC Hydro.

Avant, le rendement des capitaux propres que nous devions remettre au gouvernement — de l'argent que le gouvernement allait ensuite utiliser pour financer les écoles, les hôpitaux et tout le reste — augmentait à mesure que nous investissions dans le système. Donc, puisque nous investissons de plus en plus, le rendement des capitaux propres devrait augmenter de beaucoup. À partir de l'année prochaine, le gouvernement de la Colombie-Britannique va séparer les deux : le taux de rendement des capitaux propres sera relié à l'inflation et augmentera à un rythme beaucoup plus modeste qu'il ne l'aurait fait en continuant de suivre les investissements et les actifs.

La sénatrice Seidman : Alors ni l'une ni l'autre de vos sociétés respectives n'a songé à la méthode allemande, c'est-à- dire d'appliquer des tarifs d'électricité peu élevés pour les entreprises tout en augmentant rapidement les tarifs pour les particuliers afin de financer la transition du pays vers l'énergie propre?

M. Sandve : Non. Il n'en a pas été question en Colombie-Britannique. Certes, nous avons pris en considération le fait que nous avons quelques clients industriels qui consomment beaucoup d'électricité et qui seraient, en conséquence, plus touchés par une augmentation des tarifs que ne le seraient nos clients résidentiels. Dans l'approche que nous avons adoptée, au lieu de jouer sur les tarifs, nous avons choisi de mettre l'accent sur d'importants investissements en matière d'économie d'énergie pour ces clients afin qu'ils puissent utiliser l'électricité de façon plus efficiente tout en demeurant compétitifs, et ce, aux mêmes tarifs.

La sénatrice Seidman : Monsieur Marsh?

M. Marsh : Je dirais que c'est la même chose du côté de la Saskatchewan. Nous travaillons en étroite collaboration avec nos principaux clients industriels sur des programmes visant à rendre plus efficiente leur consommation d'électricité ainsi que sur la modernisation de leurs installations. Nous envisageons les tarifs sous l'angle du coût de prestation du service, et nous croyons qu'il s'agit probablement d'une des meilleures approches — qui permet aux tarifs d'augmenter — au Canada. Bien entendu, les clients dans nos comptes clés et nos clients industriels bénéficient d'un tarif de gros parce qu'ils consomment habituellement de l'électricité à très haute tension. Les coûts relatifs à l'infrastructure de distribution ne jouent habituellement pas sur leurs tarifs.

Nous avons tenté de réduire au minimum tout subventionnement dans les tarifs, et nous essayons de ramener tous nos clients à un ratio revenu-besoin en revenu à peu près égal à un. Je crois que c'est une considération importante pour l'avenir.

La sénatrice McCoy : J'aimerais revenir sur le sujet de BHP un instant. Je n'ai pas entendu combien cette entreprise avait investi dans votre centre du savoir? L'avez-vous dit?

M. Marsh : Non. BHP a investi 20 millions de dollars, prévus sur les quatre ou cinq prochaines années, pour mettre sur pied le centre du savoir et commencer à travailler, par l'intermédiaire du centre, avec d'autres organisations aux quatre coins du monde.

La sénatrice McCoy : L'un des premiers projets pilotes de CSC visant un générateur électrique alimenté au charbon était en Chine. D'après ce que je sais, l'Australie dirigeait le projet. BHP a-t-elle joué un rôle, également?

M. Marsh : Je suis désolé, mais je ne connais pas la réponse à votre question. Je peux certainement m'en informer, mais je ne suis pas au courant de ce projet en particulier.

La sénatrice McCoy : Je pourrais reformuler ma question, mais vous ne serez peut-être toujours pas en mesure de répondre. Nous devrions peut-être inviter des représentants de BHP à venir témoigner. Je serais curieuse de savoir pourquoi une société complexe comme BHP Billiton voit un intérêt à investir dans ce genre de projet technologique, ou même à promouvoir cette technologie.

M. Marsh : Je crois que BHP partage nos intérêts à long terme. L'entreprise s'est développée parce qu'elle a mis l'accent sur des actifs générateurs de croissance à long terme. Je crois que ses dirigeants comprennent très bien que l'avenir s'oriente vers des technologies à faibles émissions de carbone. Ils estiment que cette technologie pourra être applicable à des industries qu'ils pourraient soutenir dans l'avenir.

La sénatrice McCoy : Merci.

Monsieur Sandve, je ne connais pas très bien le projet du site C, mais il a soulevé une certaine controverse relativement aux impacts environnementaux entraînés par sa mise en œuvre. Combien d'acres de terre devront être inondées pour aménager le site C?

M. Sandve : Je n'ai pas le nombre exact d'acres à portée de main, mais je peux m'en informer. Entre-temps, peut-être pourrais-je parler des impacts en les envisageant sous différents angles.

D'abord, je dirais que tout nouveau projet de génération aura des impacts. Je ne dis pas cela pour minimiser les impacts qui seront entraînés par l'aménagement du site C, mais je crois, certainement, que cet aspect a été abordé dans le cadre de discussions à BC Hydro et dans celles que le gouvernement a eues avec le public lorsqu'on a pris la décision finale d'investir dans le site C. La demande en électricité ne cesse de croître. Nous allons devoir répondre à la demande d'une façon ou d'une autre, et peu importe la solution choisie, il y aura des impacts.

Un des aspects qui rend le site C intéressant est qu'il s'agit du troisième barrage sur la rivière de la Paix, en aval du barrage W.A.C. Bennett, du barrage Peace Canyon et de leur réservoir respectif. En conséquence, il peut générer environ 35 p. 100 de l'électricité peut générer que le barrage W.A.C. Bennett, et ce, grâce à un réservoir qui correspond à seulement 5 p. 100 du lac Williston, le réservoir du barrage W.A.C. Bennett. En comparaison, l'impact environnemental est donc beaucoup moins important qu'il ne l'aurait été pour un barrage hydroélectrique ne disposant pas de tels avantages intégrés.

Pour reprendre votre question, tous les projets de génération ont des impacts environnementaux, et cela vaut pour celui du site C. Le projet a été soumis à un processus d'examen fédéral-provincial exhaustif visant à élaborer des solutions pour éliminer les impacts, d'abord, puis pour les atténuer. On veut être aussi conscient que possible des impacts.

La sénatrice McCoy : Je vous saurai gré de nous faire parvenir l'information. Je serais également curieuse de savoir combien d'espèces d'oiseaux et d'animaux ont été déplacées, et si des établissements humains ont été déplacés. J'aimerais comparer les statistiques avec celles du projet de la Baie-James, lequel je crois, était peut-être plus important que celui du site C. Dans les faits, ces deux projets peuvent empiéter sur les terres et avoir une empreinte plus importante que tous les projets d'exploitation des sables bitumineux réunis.

M. Sandve : Je pourrai sans problème vous procurer les statistiques précises, en ce qui concerne les oiseaux et les animaux. Pour ce qui est des propriétaires fonciers touchés, je connais la réponse. Je peux vous répondre maintenant, si vous le souhaitez.

Selon les estimations, environ 30 propriétaires fonciers seront touchés par l'aménagement du site C. On s'attend à ce que 10 de ces 30 propriétaires soient relocalisés de façon permanente en raison de l'aménagement du réservoir. Pour dix d'entre eux, le besoin d'être relocalisé dépendra des résultats de certaines études géotechniques, entre autres, et de la façon dont les choses évoluent. Les dix autres résidents devront peut-être se relocaliser à un autre endroit sur leur propriété. Selon toute probabilité, ils pourront demeurer sur leur propriété, mais d'autres terres qu'ils possèdent pourraient être touchées. Comme je l'ai dit, nous ne prenons pas du tout ces impacts à la légère. Nous travaillons en étroite collaboration avec les propriétaires fonciers touchés pour nous assurer qu'ils sont indemnisés et consultés de façon appropriée.

Le sénateur Mockler : J'ai quelques questions. J'aimerais en poser une à M. Marsh. Vous auriez dit que SaskPower a été le premier service public à utiliser une technologie de captage du carbone dans une centrale électrique, et qu'on devrait tirer parti de cette expertise particulière aux fins de marketing. Auprès de qui devrait-on vanter cette technologie?

M. Marsh : Nous avons tenu des discussions avec des services publics en Chine, en Indonésie et aux États-Unis où il y a des possibilités d'intégrer une installation de captage du carbone à une centrale au charbon. À de nombreux endroits dans ces pays, il y a des possibilités d'améliorer la récupération des puits, donc d'utiliser le CO₂ dans des champs relativement proches.

À mesure que la technologie se répand et que des occasions se présentent dans d'autres administrations — par le truchement d'une réglementation ou de mécanismes de tarification du carbone qui incitent à réduire les émissions — il faudra prendre des mesures relativement au parc de centrales au charbon dans ces pays. Voici un bon exemple : aux États-Unis, à partir du côté est des montagnes Rocheuses jusqu'au Texas, il y a une vaste réserve de charbon, et on exploite énormément cette ressource. C'est, de toute évidence, une occasion à saisir.

Le sénateur Mockler : Félicitations. Je crois que vous avancez dans la bonne direction en vous attachant aux États- Unis, à l'Indonésie et à la Chine.

Nous sommes tous — et cela vaut également pour les représentants des deux services publics — au courant des projets liés à la fibre ligneuse ainsi que de l'importance d'innover et d'utiliser de nouvelles technologies. Nous connaissons toute l'importance de la base géographique, surtout en ce qui concerne le Canada. En quoi cela va-t-il vous servir aux fins de réduction ou de limitation et pour intégrer des technologies supérieures, pour ce domaine en particulier, dans vos réseaux électriques?

M. Bruce : Je crois que vous parlez de la technologie qui utilise la biomasse, du fait de produire de l'électricité à partir des déchets de bois. Deux sites en Saskatchewan offrent cette possibilité. Le potentiel est relativement modeste en Saskatchewan. On parle de 100 à 110 mégawatts, et la rentabilité dépend de la présence d'une scierie ou d'une usine de pâte à papier en activité, où les déchets issus de l'exploitation peuvent être utilisés et brûlés dans une installation pour produire de l'électricité. C'est là que se trouve la rentabilité. Actuellement, il y a deux projets à l'étude.

Le sénateur Mockler : Merci. Qu'en est-il de la Colombie-Britannique?

M. Sandve : En ce qui concerne la Colombie-Britannique, nous avons 17 centrales alimentées à la biomasse dans notre province actuellement. Elles sont toutes exploitées par des entrepreneurs privés. D'ordinaire, il s'agit également de clients. Comme mon collègue de SaskPower l'a mentionné, vous avez habituellement besoin d'une usine de pâte à papier ou d'une scierie ou d'une entreprise ce genre pour produire des déchets de bois. Si ce genre de déchets peut être obtenu sur place, alors on peut les utiliser, et c'est effectivement le cas pour nos 17 centrales en Colombie-Britannique.

Ces 17 centrales produisent environ 3 000 gigawattheures d'électricité chaque année, ce qui représente environ 5 p. 100 de la production totale, si je ne m'abuse. Ce qui est intéressant, c'est que la production d'électricité par biomasse est d'ordinaire très fiable et constante. Elle n'est pas intermittente. Elle ne dépend pas du vent ou du soleil. Il s'agit assurément d'une composante clé de notre système : nous savons qu'elle est là et qu'elle est fiable, et cela contribue à l'équilibre des réserves de fibre ligneuse.

Le président : Merci. Si vous me le permettez, j'aurais deux ou trois questions à vous poser.

La Colombie-Britannique a adopté une loi sur l'énergie propre en 2010. En conséquence, on vous a demandé d'atteindre 66 p. 100 d'effacement de consommation électrique. Comment vous en sortez-vous? Avez-vous atteint cet objectif de 66 p. 100? C'est une cible élevée, même très élevée. Je suis curieux de savoir si vous y êtes parvenus.

M. Sandve : Cette cible vise la période de 2008 à 2020. Actuellement, nos prévisions montrent que nous allons atteindre 70 p. 100 d'ici 2020.

Le président : Alors vous allez dépasser la cible de 66 p. 100?

M. Sandve : C'est exact.

Le président : D'accord. Merci.

L'objectif du gouvernement fédéral est d'atteindre 30 p. 100 en dessous des niveaux de 2005, soit une réduction d'environ 300 mégatonnes de gaz à effet de serre d'ici 2030. Selon les statistiques concrètes que nous avons obtenues en 2013, le pétrole et le gaz produisent 179 mégatonnes, et l'électricité, 85, ce qui fait un peu plus de... Eh bien, cela donne 264 mégatonnes, alors c'est une cible plutôt élevée, selon moi.

Selon vous, le public est-il conscient des coûts et des changements qui doivent être mis en œuvre pour atteindre ces objectifs? Je sais que cela ne fait pas partie de votre mandat, mais vous avez sans doute tenu des discussions avec vos gouvernements respectifs. Pensez-vous que nous pourrons vraiment atteindre ces cibles, vu les chiffres que je vous ai donnés? Même en éliminant complètement le pétrole et le gaz et l'exploitation des combustibles fossiles, on ne pourra pas atteindre la cible de 300 mégatonnes. Qu'avez-vous à dire à ce sujet? Le public en est-il conscient? Croyez-vous que le public connaît le coût relatif? Se sent-il à l'aise avec cela et avec les changements dans le mode de vie qu'il va devoir apporter? Je pose la question à l'un ou l'autre d'entre vous, ou aux deux.

M. Sandve : Je vais commencer. Je crois que vous soulevez un bon point, monsieur le président. À propos des changements qui devront avoir lieu, celui qui me vient le plus souvent à l'esprit concerne le secteur des transports et les véhicules électriques. Ces derniers sont efficients. Il en coûte beaucoup moins pour alimenter une voiture électrique que pour faire le plein d'essence. En ce qui concerne la conscience et la volonté du public pour ce qui a trait aux changements qu'ils vont devoir apporter pour atteindre les cibles, je crois qu'il y a encore bien du chemin à faire. C'est une chose qu'il faut toujours garder à l'esprit quand on cherche des moyens d'atteindre nos objectifs : il faut faire en sorte que le coût des changements proposés est abordable pour nos clients et veiller à ce qu'ils puissent être effectivement adoptés. On ne peut pas obliger les gens à changer s'ils ne le veulent pas.

Il y a un autre point que je veux mettre en relief, et il concerne l'exploitation pétrolière et gazière. À mon avis, cette industrie présente une énorme difficulté, non seulement parce qu'il s'agit, comme vous l'avez mentionné plus tôt, d'une source d'émissions considérable, mais aussi parce que, à mon avis, à cause du rôle que jouent les facteurs économiques. Comme je l'ai dit, il était très rentable il y a quelques années de passer du gaz naturel à l'électricité. Aujourd'hui, même si nous continuons de voir un certain nombre de nos clients passer à l'électricité — pour des raisons d'acceptabilité sociale, par exemple —, le fait est que la situation économique n'est plus la même, puisque le coût du gaz a chuté. Cela représente une difficulté importante.

M. Marsh : Monsieur le président, vous posez une très bonne question, c'est un point fondamental. Nous savons tous que le Canada, dont l'économie est axée sur l'exploitation des ressources, consomme beaucoup d'énergie par habitant. Cela a certainement une grande incidence sur la consommation énergétique.

Dans le secteur de l'électricité, les services publics doivent composer avec une infrastructure vieillissante et faire les investissements nécessaires pour simplement maintenir le niveau de fiabilité auquel nous sommes habitués. Les services publics dans tout le pays veulent moderniser le réseau électrique et mettre à niveau les appareils qui y sont reliés afin que le réseau soit plus intelligent, ce qui nous permettra de réagir aux pannes plus rapidement, de réduire les pertes globales au chapitre de la production et du transport et de rendre le réseau plus efficient.

Ensuite, il faut ajouter la réduction de l'empreinte carbone, surtout dans des provinces comme la Saskatchewan, l'Alberta et les autres provinces comptant sur les combustibles fossiles. On convient généralement qu'il y aura une augmentation des coûts, mais je crois qu'il faut encore déterminer l'ampleur et la quantité.

Les organisations auxquelles nous appartenons, comme l'Association canadienne d'électricité, entre autres, ont vraiment essayé de déployer de bons efforts pour sensibiliser les gens aux changements qui ont lieu dans l'industrie. Toutefois, il y a encore beaucoup de chemin à faire. Nous continuons à déployer des efforts dans notre province, puisque nous sommes un service public et essayons d'aider nos clients à comprendre ce que veulent dire ces impacts et comment nous essayons de conserver un équilibre dans l'avenir, relativement aux impacts sur les tarifs pour nos clients. Il y aura d'importants impacts pendant une certaine période, mais il est incontestable que nous devons faire plus d'efforts de sensibilisation.

Le président : Merci beaucoup, messieurs. Tout cela était très intéressant. Vous avez présenté d'excellents exposés et donné de bonnes réponses. Nous vous sommes reconnaissants du temps que vous avez pris pour témoigner au sujet de cette question importante.

(La séance est levée.)