Joe Biden a définitivement enterré Keystone XL, qui devait permettre de transporter chaque jour 830 000 barils de pétrole brut des raffineries albertaines jusqu’au Texas.

• Mercredi dernier, TC Energy a suspendu la construction du pipeline.  

Mais deux autres projets d’oléoduc sont en cours.

Dans l’Ouest canadien, Trans Mountain

Le projet d’expansion du pipeline Trans Mountain comprend la remise en service d’un pipeline existant sur 190 km et la construction d’un nouveau pipeline de 980 km.  

• Le projet avait été initié par la société Kinder Morgan, qui avait obtenu une première approbation en 2016.
• Le gouvernement fédéral a signé une entente pour acheter l’actuel pipeline Trans Moutain et son projet d’expansion en mai 2018.
• Le projet actuel de plus de 12 milliards $ a été approuvé par Ottawa en juin 2019.
• Le nouveau pipeline devrait être mis en service en décembre 2022.

Objectif: pouvoir exporter directement une plus grande quantité du pétrole canadien vers d’autres pays. Actuellement, presque tout le pétrole récolté dans l’ouest du Canada est acheminé aux États-Unis.

• Une fois terminé, le «nouveau» Trans Mountain devrait permettre de transporter jusqu’à 890 000 barils par jour – contre environ 300 000 barils pour le pipeline actuel – entre Strathcona County, près d’Edmonton en Alberta, et Burnaby, en Colombie-Britannique.
• Depuis le terminal maritime Westridge, à Burnaby, le pétrole brut sera ensuite expédié vers la côte ouest-américaine et l’Asie.

Selon les estimations, les revenus des producteurs de pétrole devraient augmenter de 73 milliards $ en 20 ans d’exploitation, et le Canada gagnerait près de 47 milliards $ en impôts et redevances supplémentaires pour les gouvernements fédéraux et provinciaux.

Aux États-Unis, la ligne 3 d’Enbridge

Exploitée depuis 1960, la ligne 3 est un oléoduc qui transporte du pétrole brut de l’Alberta vers le Wisconsin, en passant par la Saskatchewan, le Manitoba et le Minnesota.

Objectif: améliorer l’infrastructure du pipeline pour doubler ses capacités actuelles en les faisant passer de 370 000 barils à 760 000 barils par jour.

• Côté canadien, le remplacement avait débuté en 2017 et il est maintenant terminé. Ces travaux ont coûté plus de 5 milliards $US.
• Le projet actuel consiste à remplacer les tuyaux existants dans le Dakota du Nord, le Minnesota et le Wisconsin. Son coût estimé est d’environ 3 milliards $US.

Joe Biden ne s’est pas encore prononcé sur le projet de la ligne 3.  

Quant à l’ancien projet Énergie Est, selon des experts, l’Abandon du projet Keystone XL ne devrait pas le faire renaître. 

L’hydrogène vert est plus propre que l’hydrogène bleu, mais il coûte cher à produire.

• Il est produit à partir de sources renouvelables, alors que l’hydrogène bleu est produit à partir de gaz naturel, ce qui pollue presque autant que d’utiliser directement le gaz naturel comme carburant.
• En ce moment, le meilleur moyen de produire de l’hydrogène vert est l’électrolyse, qui demande une énorme quantité d’électricité. Or l’électricité ne vient pas toujours de sources renouvelables.

L’INRS pense avoir trouvé une façon de produire de l’hydrogène vert qui pourrait être, à terme, plus abordable et polyvalente que l’électrolyse.

• Ses électrodes sont composées d’oxyde de cobalt et de nickel, deux matériaux accessibles au Québec.
• La technologie de l’INRS pourrait entre autres remplacer les piles au lithium comme solution de stockage de l’énergie produite par des centrales solaires.
• Il serait même envisageable de créer des petites bornes qui, installées le long des routes, produiraient de l’hydrogène sur place grâce au soleil pour alimenter des véhicules à hydrogène.

Selon le professeur adjoint spécialisé en économie et en environnement à l’Université de Colombie-Britannique Werner Antweller, la société TC Énergie n’aurait aucun intérêt à essayer de relancer d’anciens projets ailleurs au Canada – comme l’oléoduc Énergie Est, qui devait se rendre de l’Alberta au Nouveau-Brunswick.

• «Aucun projet ne verra le jour sans un appui massif de la population ou des investisseurs. L’opposition envers Énergie Est a été telle que ce projet n’a à peu près aucune chance de revenir dans l’actualité», dit-il à InfoBref.
• «Dans le cas de Trans Mountain, c’est différent: Ottawa a obtenu de l’Alberta des concessions dans la lutte contre les changements climatiques. L’Alberta n’aurait pas accepté ces concessions sans la construction du pipeline.»

Le professeur pense que les pétrolières albertaines ne sont pas si mal prises que ça.

• À terme, la capacité de transport combinée de Trans Mountain et de la Ligne 3, que la société Enbridge est en train d’agrandir aux États-Unis, sera de 600 000 barils par jour.
• Or, l’Alberta produit actuellement un peu moins de 550 000 barils par jour.

«Pour l’Alberta, Keystone XL était le glaçage sur le gâteau», ajoute Werner Antweller. 

«En fait, le rejet du projet par l’administration Biden fait probablement l’affaire du gouvernement Trudeau. Cela rehausse la valeur du pipeline Trans Mountain que le gouvernement a racheté en 2018 et qu’il pourra peut-être ainsi revendre avec un profit.»

Le gouvernement prévoit investir 1,5 milliard $ pour attirer des investisseurs privés qui financeront des projets de production d’hydrogène au Canada. Selon cette stratégie:

• À elle seule, la conversion en hydrogène des réserves de gaz naturel et de pétrole de l’ouest canadien et des Maritimes pourrait créer une industrie valant 50 milliards $.
• Le Québec et la Colombie-Britannique pourraient, de leur côté, produire un hydrogène «vert» grâce à une énergie renouvelable abondante.

Ottawa pense que la demande internationale stimulera très bientôt la croissance de l’industrie, mais qu’il faudra par contre stimuler la demande domestique.

• La stratégie prévoit des investissements additionnels d’Ottawa dans ce sens pour les 5 à 10 prochaines années, sans les chiffrer.

Seamus O’Regan calcule que remplacer les carburants fossiles par l’hydrogène dans le transport, l’extraction des ressources et le secteur manufacturier réduira, dès 2030, de 45 millions de tonnes les émissions annuelles de CO2 au Canada.

Le potentiel commercial d’Evlo est grand. 

• Sa technologie modulable cible à la fois les producteurs et les distributeurs d’énergie propre en quête d’une solution de stockage durable.
• Un premier contrat à l’international est déjà signé avec le distributeur français RTE: il a besoin d’un stockage de 9 mégawatt-heures pour utiliser l’électricité produite en France par la société québécoise Innergex.

Avec Evlo, Hydro-Québec met en valeur son savoir-faire, chose que la société d’État a peu fait par le passé.

• On trouve des systèmes Evlo dans le microréseau de Mégantic et le parc solaire d’Hydro-Québec à La Prairie.
• Les batteries au lithium fer phosphate d’Evlo sont plus sécuritaires et plus écologiques, et elles utilisent des matériaux plus abondants et moins toxiques, que les batteries au lithium ion plus largement répandues.

Sophie Brochu, la PDG d’Hydro-Québec, pense que les systèmes de stockage d’Evlo aideront également à réduire l’impact des pics de demande sur les réseaux de distribution.

Produire de l’hydrogène «vert» par électrolyse demande d’importantes quantités d’énergie et d’eau, ce qui rend sa production coûteuse. 

Par contre, de l’hydrogène vert produit au Québec coûterait moins cher que l’hydrogène bleu. Le calcul n’a pas échappé à plusieurs géants internationaux de l’énergie:

• Air Liquide développe présentement une technologie d’électrolyse prometteuse à Bécancour.
• La société québécoise H2V Énergies investit 1,3 milliard $ dans une usine située elle aussi à Bécancour et qui devrait entrer en service en 2022.
• Le géant allemand Hy2Gen et le producteur d’éthanol canadien Greenfield Global produiront de l’hydrogène vert à Varennes au courant de la prochaine année.

La demande va croître rapidement pour l’hydrogène vert.

• L’Europe prévoit avoir besoin de l’équivalent de 720 milliards $US en hydrogène vert d’ici 2050 pour réduire sa dépendance aux énergies fossiles.
• La Chine, le Chili et les États-Unis prévoient chacun investir des dizaines de milliards $ dans des infrastructures qui faciliteront l’accès à ce type d’hydrogène.

Même Hydro-Québec s’y intéresse: transformée en hydrogène, sa capacité hydroélectrique excédentaire pourrait être exportée par bateau partout dans le monde, et pas seulement là où se rend son réseau de distribution actuel.

Si tout se passe comme prévu, Lion sera donc en mesure de produire entre 25 000 et 30 000 véhicules électriques par an dès 2023, prévoit Marc Bédard.

• «À l’heure actuelle, le marché est à prendre. Nous espérons nous imposer rapidement afin de gagner des parts de marché des deux côtés de la frontière.»

En fusionnant avec le fonds américain Northern Genesis pour réaliser son entrée en bourse, Lion a par ailleurs acquis une expertise additionnelle dans le marché nord-américain des énergies vertes, ajoute le PDG de Lion.

• Deux des quatre gestionnaires du fonds qui se joindront au conseil d’administration de Lion sont des anciens de la société ontarienne Algonquin Power, un gros joueur dans le domaine de l’énergie.

Cette expertise devrait aider Lion à se positionner aux États-Unis comme le Tesla des véhicules commerciaux.

• 17 États américains vont bientôt imposer des quotas minimaux de ventes de véhicules électriques et ils émettront des crédits aux fabricants qui excéderont ces quotas.

L’installation de ces 6141 luminaires intelligents a été faite en partenariat avec Hydro-Québec. La société d’État en a fait un projet pilote dont pourront s’inspirer d’autres municipalités québécoises à l’avenir.

Pour Shawinigan, ce n’est pas terminé: son maire Michel Angers prévoit une réduction de coût additionnel de 70 000 $, en utilisant davantage les fonctions de télémétrie des luminaires.