Suroît: d'autres solutions disponibles

Cet article a mérité à son auteur le prix André-Laurendeau 2004

Des solutions efficaces pour répondre aux besoins d’Hydro-Québec Distribution durant l’horizon 2006-2008

Un des motifs au soutien du projet de centrale à cogénération Le Suroît tient au fait que le Québec se trouverait en situation de déficit, en puissance et en énergie, durant la période 2006-2008, selon les allégations du promoteur de ce projet, Hydro-Québec Production.

Quoique l’examen en profondeur de la situation énergétique du Québec ne puisse établir, à ce moment-ci avec certitude, si le Québec sera en situation de déficit énergétique, il n’en demeure pas moins que la finalité de ce projet a connu des changements importants depuis son annonce en l’an 2002, comme nous l’avons rapporté lors de l’audience tenue par le BAPE sur ce projet en octobre 2002 (2) .

À tous égards, et tel que nous l’avons énoncé devant de multiples tribunes, il existe un ensemble de mesures lesquelles, prises isolément ou combinées, pourraient satisfaire les besoins en énergie et en puissance durant la période 2006-2008 si le déficit de production se concrétisait.

Afin de bien situer les solutions qui seront mises de l’avant afin de répondre à un éventuel déficit de production, rappelons les paramètres définis pour le projet de centrale à cogénération Le Suroît :

  • une centrale dont la puissance installée serait de 836 MW (3) (3 % de la puissance totale des équipements de production d’électricité d’Hydro-Québec (incluant la production de la centrale de Churchill Falls))
  • une centrale qui produirait, sur une base annuelle, 6,5 TWh d’énergie (3 % de l’énergie des équipements de production d’électricité d’Hydro-Québec (incluant la production de la centrale de Churchill Falls))
  • une centrale dont le délai de réalisation, après acceptation par les autorités, serait de 3 années
  • une centrale dont le coût total de construction s’établirait à 550 M $
  • une centrale dont le coût de production d’électricité s’établit à 7 ¢/kWh
  • une centrale qui aurait des émissions de GES de 2,25 Mt par année, soit l’équivalent de 600 000 véhicules automobiles

L’achat et l’importation d’électricité, à travers nos interconnexions, à partir des réseaux voisins

Dans un document rendu public en février 2004, le Syndicat professionnel des scientifiques de l’IREQ a établi un portrait d’ensemble des lignes de transport d’électricité reliant le réseau d’Hydro-Québec avec celui de ses voisins limitrophes, soit l’Ontario, le Nouveau Brunswick ainsi que les États du Nord-Est des États-Unis (4) . Les conclusions de cette étude établissent le fait que, au niveau des exportations d’électricité, les interconnexions sont en mesure de soutenir un niveau maximal d’exportation de 5000 MW et qu’en mode importation, ce seuil s’établit plutôt à 4000 MW, une évaluation validée par la direction d’Hydro-Québec (5) :

« Les interconnexions actuelles sont largement suffisantes, utilisées au tiers seulement de leur capacité, a-t-il expliqué hier. Actuellement 13,4 terrawattheures passent par ces interconnexions qui seraient capables d’en accepter 45. »

À l’évidence, la capacité totale d’importation d’électricité se situe largement au-dessus de seuil de production de la centrale Le Suroît, fixé à 836 MW. La figure 10 présente le schéma des interconnexions existant entre le Québec et ses voisins immédiats.

Fig. 10

hydroquebec

S’agissant de la disponibilité de blocs d’énergie dont Hydro-Québec Distribution pourrait se prévaloir afin de répondre à un déficit d’énergie durant la période 2006-2008 ou dont Hydro-Québec Production pourrait faire l’acquisition afin d’en proposer la fourniture à Hydro-Québec Distribution, une telle avenue s’avère plausible dans la mesure où :

  • les périodes de grande consommation d’électricité, chez nos voisins, se situent durant la période estivale ce qui contribue à rendre disponibles d’importants blocs d’énergie durant les périodes de forte consommation au Québec et de faible consommation chez nos voisins immédiats, soit la période hivernale
  • les centrales de production d’électricité de nos voisins immédiats s’appuient largement sur des centrales thermiques – mazout, charbon et gaz naturel avec cogénération – ou nucléaires lesquelles doivent maintenir un régime de production constant lié à la nature même de ces centrales, ce qui contribue également à rendre disponibles d’importants blocs d’énergie à des périodes de la journée où la consommation d’électricité diminue dans ces marchés
  • la multiplicité des sources d’approvisionnement, au niveau des marchés limitrophes, est telle que le risque qu’Hydro-Québec Production ait à supporter des coûts prohibitifs pour l’achat d’électricité ne résiste pas à l’analyse

En dernier lieu, contrairement à ses affirmations antérieures, Hydro-Québec Production a reconnu la viabilité de cette option alors qu’elle faisait part d’une disponibilité « raisonnable » de 15,4 TWh, par année, sur les marchés voisins, soit une disponibilité en énergie largement supérieure à la production annuelle du projet Le Suroît (6) . De plus, Hydro-Québec Production conclut de façon routinière de forts volumes d’achat, à l’avance et à bon prix, dans le cadre de ses activités achat/revente sur les marchés extérieurs, comme en témoigne cette note aux états financiers 2003 (7 ) (8) :

Au 31 décembre 2003, la Société avait pris des engagements en vertu de 83 contrats d’achat d’électricité auprès d’autres producteurs, ces contrats représentant une puissance installée d’environ 2200 MW. Elle prévoit acheter annuellement environ 8,5 TWh d’énergie au cours de la durée de ces contrats, qui s’étalent jusqu’en 2029. La plupart de ces contrats comportent des clauses de renouvellement.

Le rappel d’un bloc de puissance de 200 MW devenu « superflu » à la suite de la fermeture de l’aluminerie de la société Alcan à Arvida

Lors de la mise en service de l’aluminerie de la société Alcan à Alma, le parc de production d’électricité de cette société ne permettant pas de répondre aux besoins en puissance et en énergie de cette nouvelle centrale, une entente a été conclue avec Hydro-Québec Distribution afin que lui soit livré un bloc de puissance de 350 MW.

Or, dans la mesure où, en février 2004, la société Alcan a fait annonce de la fermeture de son aluminerie d’Arvida, l’électricité qu’elle produisait aux fins de cette centrale devient alors « disponible » afin d’alimenter la nouvelle centrale d’Alma. Cette situation donnerait l’option à Hydro-Québec Distribution de réduire ses engagements contractuels envers Alcan et d’ainsi dégager un bloc de puissance de 200 MW pour répondre aux besoins du Québec, une option qui représente près de 25 % de la puissance proposée par le projet Le Suroît.

Cette solution a été soulevée par un des intervenants dans le dossier soumis à l’attention de la Régie de l’énergie (9) mais Hydro-Québec ne souhaite pas la retenir, comme en témoigne cette affirmation :

« Le contrat entre Alcan et Hydro-Québec est ferme. Par conséquent, Alcan peut utiliser ces 200 MW à son entière discrétion. »

Ce rappel d’un bloc de puissance de 200 MW, représentant un volume d’énergie annuel de 1,8 TWh, pourra être combiné avec le bloc de puissance de 120 MW également rendu « disponible » depuis la fermeture de l’usine de métallurgie Magnola (10) , une augmentation de la disponibilité en puissance de 320 MW et un accroissement du bilan en énergie d’Hydro-Québec par année.

Le rappel des contrats bi-énergie CII mis en place durant les années 1980

À la suite de la mise en service des centrales du complexe La Grande phase 1, Hydro-Québec jouissait alors d’importants surplus de production d’électricité et a conclu des ententes à long terme, avec les marchés limitrophes, afin d’assurer la vente de cette production excédentaire. Par ailleurs, au niveau du marché du Québec, Hydro-Québec a lancé en 1983, auprès de sa clientèle commerciale, institutionnelle et industrielle (CII), un programme de substitution des sources de chauffage afin d’écouler des surplus ponctuels d’électricité. Ainsi, de nombreux clients CII se sont prévalus de cette option d’achat d’électricité à tarif réduit et, aujourd’hui, plus de 4000 clients bénéficient de ce programme destiné, à l’origine, à écouler l’énergie excédentaire du complexe La Grande.

Or, à l’évidence et s’il appert qu’Hydro-Québec Distribution souhaite diminuer la consommation d’électricité afin de répondre aux besoins définis durant la période 2006-2008, le rappel des contrats bi-énergie CII s’avère une option à considérer avec attention.

Ainsi, dans la mesure où Hydro-Québec refuse de rendre publics les paramètres précis de ce programme (11) , nous ne sommes nullement en mesure d’établir avec précision la puissance et l’énergie qui seraient rendues disponibles par le rappel de ces contrats ; par ailleurs, à partir des informations fragmentaires rendues publiques par Hydro-Québec, il appert que ce segment de consommation se traduirait par des engagements en puissance de plus de 550 MW (12) et un volume d’énergie, livré à cette clientèle, supérieur à 2 TWh par année (13) .

De plus, Hydro-Québec reconnaît aujourd’hui la validité de cette option alors qu’elle estime être en mesure de procéder à un rappel « partiel » des contrats bi-énergie CII (14) . Ainsi, elle estime être en mesure de dégager, dès 2006, un bloc de puissance de 380 MW et une réduction du volume annuel d’énergie consommé, par cette clientèle, de 1,5 TWh. Une option qui, si elle est mise en application, représenterait à elle seule 45 % de la capacité de production du projet Le Suroît et 23 % de l’énergie produite par cette centrale.

L’ajout d’un troisième groupe de production d’électricité à la centrale SM-3

La centrale hydroélectrique SM-3 est une centrale mise en opération « partielle » en 2003 et dotée de deux groupes de production d’électricité de 440 MW chacun. Prévue à l’origine pour accueillir une production supplémentaire d’électricité résultant du détournement des rivières Carheil et Aux-Pékans, une option mise de côté pour des motifs environnementaux, elle a été conçue et construite pour accueillir un troisième groupe de production d’électricité.

Ainsi, l’ajout d’un troisième groupe de production à la centrale SM-3, dont le délai de réalisation serait d’environ deux années, permettrait l’ajout d’une unité de production additionnelle de 440 MW, ce qui représenterait 50 % de la capacité de production du projet Le Suroît. Quoique l’opération en continu et pendant plusieurs années, de ce troisième groupe aurait des incidences négatives sur le niveau du réservoir de la centrale SM-3, sa mise en opération, limitée à la période 2006-2008, engendrerait des effets « acceptables » sur l’opération de cette centrale.

De plus, l’ajout d’un troisième groupe de production à la centrale SM-3 assurerait une parfaite complémentarité, au niveau de la production d’électricité, durant les périodes de plus faible production d’électricité par les parcs éoliens, une option qui sera présentée plus loin. Ainsi, un troisième groupe de production d’électricité installé à la centrale SM-3 pourrait être mis hors service durant les périodes de forte vélocité des vents et mis à contribution durant les périodes où les vents, plus faibles, ne pourraient pleinement assurer la production requise par les parcs éoliens.

L’opération de la centrale au mazout lourd de Tracy en mode continu

Les paramètres d’opération de la centrale au mazout lourd de Tracy, tels que déterminés par les autorisations environnementales, limitent l’opération de cette centrale à 1,9 Mt de gaz à effet de serre (GES) par année, ce qui résulte en un volume de production d’énergie de 2,6 TWh par année (15) . Ce volume de production se traduit à son tour par l’opération de la centrale de Tracy limité à une période de 6 mois, sur une base annuelle. Par ailleurs, les informations rendues publiques par Hydro-Québec Production démontrent que ce seuil n’a jamais été franchi durant la période 1989-2003.

Or, dans la mesure où le ministère de l’Environnement relèverait, pour une période temporaire de 3 années, le seuil d’émission des GES de cette centrale à 3,8 Mt par année, Hydro-Québec Production serait en mesure d’opérer cette centrale en mode continu et d’ainsi ajouter 5,2 TWh à son bilan de production d’électricité, soit 80 % de l’énergie totale produite par le projet Le Suroît.

La conversion à un combustible moins polluant et l’opération en mode continu de la centrale Tracy

Afin d’assurer l’opération, en continu et pendant plusieurs années, de la centrale au mazout lourd de Tracy tout en se conformant aux autorisations environnementales énoncées par le ministère de l’Environnement, la conversion de la centrale de Tracy à l’utilisation d’un combustible moins nocif pour l’environnement ou l’utilisation de mazout à plus faible teneur en soufre s’avèrent des solutions fort intéressantes à la construction de la centrale de cogénération Le Suroît.

Ainsi, Hydro-Québec Production a procédé à des études visant la conversion de la centrale vers l’utilisation de gaz naturel mais il appert que cette conversion engendre des coûts importants et résulte en des impacts environnementaux similaires à ceux qui seraient générés par le projet Le Suroît. Par ailleurs, le mazout lourd utilisé actuellement pour alimenter cette centrale a une teneur en soufre de 1,2 %, en poids, alors que l’utilisation d’un mazout léger à teneur en soufre de 0,3 %, en poids (16) , résulterait en des émissions environnementales largement amoindries, moins d’impuretés et de métaux diffusés dans l’environnement immédiat et une plus grande acceptabilité par la population locale.

Avec l’utilisation d’un mazout à faible teneur en soufre, l’opération en mode continu de la centrale de Tracy pourrait s’avérer une solution de remplacement au projet Le Suroît, non seulement à titre transitoire durant la période appréhendée de déficit énergétique 2006-2008 mais également à titre permanent afin de combler les déficits en apports énergétiques mesurés durant les dernières années.

L’opération des centrales à « turbines à gaz TAG » en mode continu

Hydro-Québec Production dispose, dans son parc de production d’électricité, d’unités de production alimentées avec un carburant de type « aviation » et qui sont mises à contribution lors des moments de forte consommation d’électricité au Québec, soit durant la période hivernale, ainsi que durant les périodes de forte consommation journalière. À cet effet, Hydro-Québec dispose d’unités installées à Bécancour, à La Prairie ainsi qu’en Abitibi et ces trois ensembles de production TAG présentent une puissance installée de 820 MW, soit un niveau de production identique à celui énoncé pour le projet Le Suroît.

Ainsi, il appert que, durant la période de « déficit appréhendé » lequel sert à justifier la construction de la centrale Le Suroît, Hydro-Québec Production serait en mesure d’opérer, en mode continu, ses unités de production TAG afin d’assurer la disponibilité constante d’un bloc de puissance de 820 MW et un apport en énergie de 7,2 TWh annuellement, une solution à la portée immédiate d’Hydro-Québec.

La construction d’une centrale à réserve pompée en milieu urbain ou à proximité des zones de grande consommation

La construction d’une centrale à réserve pompée, en milieu urbain, est un concept qui a été élaboré depuis fort longtemps. Ce type de centrale de production assure la production d’électricité à des moments de forte consommation, durant la journée, et n’augmenterait nullement le bilan en énergie d’Hydro-Québec Production.

D’une façon simplifiée, précisons qu’il s’agit d’excaver une cavité souterraine de grande dimension, de la relier à une source d’eau abondante, localisée en surface, par des canalisations appropriées et de faire en sorte qu’au moment où un besoin de production d’électricité se manifeste, l’eau en surface s’écoule dans la cavité en actionnant, au passage, des équipements de production d’électricité. Et, lorsque la période de grande consommation est terminée, on inverse le cycle d’opération afin de vider la cavité de son eau et de la retourner à la source située en surface.

Il va sans dire qu’une telle option n’augmente aucunement le bilan en énergie pour le producteur d’électricité puisque l’électricité produite lors de l’écoulement de l’eau vers la cavité doit être restituée afin d’extraire l’eau de la cavité, pour qu’un autre cycle de production puisse être initié par la suite. Par ailleurs, la quantité d’électricité produite, durant la période de forte demande, est directement liée à la dimension de la cavité construite à cet effet.

Ainsi, dans la mesure où Hydro-Québec Production doit être en mesure de répondre à la demande en électricité en tout temps et dans la mesure où le projet Le Suroît vise également à répondre aux besoins liés aux périodes de forte consommation, une centrale à réserve pompée construite en milieu urbain ou dans une zone de forte consommation s’avère un outil intéressant pour répondre à ce besoin ponctuel de production. De plus, si une telle centrale est localisée en milieu urbain, elle peut être mise à contribution afin d’alimenter des charges prioritaires en cas de défaillance du réseau de transport d’électricité.

La construction d’un parc éolien additionnel de 2 000 MW

La construction et la mise en exploitation d’un parc de production d’électricité à partir de la ressource éolienne s’avère une solution qui trouve sa place dans un portefeuille de production diversifié d’énergie électrique. Largement diffusé en Europe, avec d’importants parcs de production implantés en Allemagne, au Danemark, aux Pays-Bas et en Espagne, la filière éolienne connaît un essor remarquable dans plusieurs régions du monde.

Ainsi, à partir des données relatives aux projets implantés en Europe, il appert que le déploiement d’un parc éolien de 2000 MW, avec un facteur de production de 30 %, rendrait disponible un bloc de puissance de 600 MW et assurerait une production annuelle d’énergie de 5,3 TWh, une option qui s’avère équivalente au projet Le Suroît, sans les incidences environnementales associées à ce projet.

De plus, combiné avec l’ajout d’un troisième de groupe de production d’électricité à la centrale SM-3 tel qu’évoqué plus haut, la constance dans l’approvisionnement en électricité peut être assurée pour le déploiement de cette option comme en témoignent les représentants du Groupe Axor, propriétaires et exploitants des parcs éoliens de Matane et Cap-Chat (17) :

« Axor estime toutefois que pour tirer le meilleur parti du vent, il faut jumeler les parcs éoliens à ces centrales hydroélectriques avec réservoirs, pour permettre à ceux-ci de faire le plein quand il vente suffisamment pour alimenter les éoliennes et pour prendre la relève quant le vent cesse. »

Par ailleurs, dans les études déposées par le SPSI relativement à cette filière (18) , il a été établi qu’un programme de grande envergure engendrerait un coût moyen de production de l’électricité de 4,4 ¢/kWh, sur un horizon de 20 ans, et serait opérationnel en moins de 3 années, des avantages éminemment supérieurs aux options que présente le projet Le Suroît.

Le lancement et le déploiement d’un important programme d’économie d’énergie

Un vecteur très important qui peut être mis à contribution pour résoudre le déficit appréhendé d’énergie, durant la période 2006-2008, consiste également à faire appel au potentiel que représente l’efficacité énergétique et les économies d’énergie, comme nous l’avons exposé à de nombreuses reprises par le passé (19) . Ainsi, en se référant aux études déjà rendues publiques par le SPSI, l’on peut affirmer qu’il existe un fort potentiel de réduction de la consommation en électricité tant au niveau de la clientèle industrielle, commerciale que résidentielle d’Hydro-Québec Distribution, dont certaines mesures sont présentées au tableau qui suit.

De plus, il convient de faire mention du potentiel appréciable d’économie d’énergie que représente l’utilisation des thermopompes géothermiques. Ainsi, dans le cas de l’aréna de Val-des-Monts, l’installation d’une unité de chauffage et de réfrigération par géothermie, au coût de 75 000,00 $, a résulté en une diminution de la facturation annuelle de 50 000,00 $ et une réduction de la consommation de 50 % (20) . Il convient également de rappeler que cette technologie a été retenue par le distributeur d’électricité Manitoba Hydro qui supporte, via un prêt pouvant s’étendre sur une période de 15 années, le coût additionnel relié à la mise en place de ces équipements (21) .

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À l’évidence, le déploiement à grande échelle du chauffage et de la climatisation, par géothermie, auprès de la clientèle commerciale et institutionnelle pourrait diminuer la demande en énergie de plus de 6 TWh par année, un volume d’énergie comparable au volume d’énergie proposé par le projet Le Suroît. De plus il s’agit d’une option qui peut être déployée en quelques années si on incite Hydro-Québec Distribution à supporter plus activement un programme de cette nature, comme elle l’évoque dans le dossier soumis à l’attention de la Régie de l’énergie24 et comme le soutiennent plusieurs intervenants au dossier25.

Les diverses options sont synthétisées dans le tableau qui suit.

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Conclusion

Ainsi, nous sommes d’avis que, afin de reconstituer une disponibilité en électricité qui tienne compte des besoins à venir du Québec et qui intègre les apports énergétiques moindres observés durant les dernières années, il existe un ensemble d’options qui permettraient de dégager un « surplus opérationnel » dans la production d’électricité, pour les prochaines années, notamment :

  • le rachat des engagements de livraison devenus « superflus » par la fermeture d’usines tel l’aluminerie Alcan à Arvida
  • le rappel des contrats de livraison bi-énergie pour les clients commerciaux, institutionnels et industriels CII
  • l’importation d’électricité auprès des marchés externes
  • l’ajout d’une troisième unité de production à la centrale SM-3
  • l’opération, sur une base continue pendant quelques années, de la centrale de production d’électricité de Tracy
  • la conversion à un mazout à plus faible teneur en soufre et l’opération en continu de la centrale de Tracy
  • l’opération, sur une base continue pendant un nombre limité d’années, des centrales de production d’électricité par turbines à gaz TAG
  • la construction d’une centrale à réserve pompée en milieu urbain ou à proximité des zones de grande consommation
  • la construction d’un parc éolien additionnel de 2000 MW
  • le lancement et le déploiement d’un important programme d’économie d’énergie

 

 

 


 

1 M. Sc.A, ing.,président du Syndicat professionnel des scientifiques de l'IREQ

2 Les aléas quant à la finalité du projet Le Suroît ont également été mis en évidence par l’Association québécoise des consommateurs industriels d’électricité et le Conseil des industries forestières du Québec, lesquels totalisent près de 60 % de la consommation de l’électricité au Québec, tel que le rapporte le quotidien La Presse dans son édition du 22 avril, 2004, en page 5 du cahier Affaires : «Ce qui nous dérange beaucoup, c’est les volte-face fréquentes d’Hydro-Québec. Ils ont commencé par dire que le projet était nécessaire pour répondre aux besoins des marchés d’exportation, puis qu’on en avait besoin pour répondre à la demande de pointe au Québec et, maintenant, c’est pour répondre aux besoins de base».

3 Dossier Régie de l’énergie R-3526-2004 HPQ-1 Document 1 p. 9.

4 http ://www.spsi.qc.ca/document/interconnexion/interconnexions.pdf.

5 La Presse, 20 mai 1998, p. B1.

6 Dossier Régie de l’énergie R-3526-2004 HPQ-1 Document 1 p. 12.

7 Rapport annuel 2003, p. 103.

8 La différence entre les engagements contractuels d’Hydro-Québec, notés aux états financiers sous la rubrique « Engagements et éventualités », entre 2002 et 2003 correspond aux engagements contractés avec des fournisseurs situés à l’extérieur du Québec durant l’année courante. Ainsi, pour l’année 2003, on en déduit des engagements nouveaux de 1270 MW et 4,5 TWh contractés avec des producteurs localisés à l’extérieur du Québec

9 Dossier Régie de l’énergie R-3526-2004 HP-3 Document CCVK p. 9.

10 Hydro-Québec, Rapport annuel 1999, p. 24.

11 Dans le dossier Régie de l’énergie R-3526-2004, l’intervenant CCVK a demandé des précisions quant à l’ampleur des blocs de puissance et d’énergie livrés aux clients CII, une information qu’Hydro-Québec refuse de dévoiler (Hydro-Québec-3 Document CCVK, p. 15 & 16). Par ailleurs, le Syndicat professionnel des scientifiques de l’IREQ a fait une demande similaire à Hydro-Québec et a porté le dossier à l’attention de la Commission d’accès à l’information.

12 Document Présentation d’Hydro-Québec Distribution sur la prévision de la demande, en énergie et en puissance, pour la période 2003-2011,
10 mars 2004, p. 25.

13 Dossier Régie de l’énergie R-3526-2004 HPQ-1 Document 1 p. 4, Tableau 4.3.1.A.

14 Dossier Régie de l’énergie R-3526-2004 HPQ-1 Document 1 p. 17-18 & 19.

15 Dossier Régie de l’énergie R-3526-2004 HPQ-1 Document 1 p. 10.

16 http ://www.ec.gc.ca/energ/fuels/reports/cnslt_rpts/
disc_paper/sec1_4_f.htm#sec2

17 La Presse, 27 avril 2004.

18 Voir le mémoire déposé par le SPSI dans le cadre des audiences de la Commission parlementaire des Transports et de l’environnement relatives au protocole de Kyoto, http://www.spsi.qc.ca/commparl/conv03/kyoto.pdf, section 6.1.4.

Voir le mémoire déposé par le SPSI dans le cadre des audiences du Bureau d’audiences publiques en environnement relatives au projet Le Suroît, http://www.spsi.qc.ca/document/bape/lesuroit.pdf, section 4.5.6.

Voir le mémoire déposé par le SPSI dans le cadre des audiences de la Commission parlementaire de l’Économie et du travail relatives à l’étude du plan stratégique 2002-2006 d’Hydro-Québec, http://www.spsi.qc.ca/commparl/ conv02/eolien/eolien.pdf.

19 Voir le mémoire déposé par le SPSI dans le cadre des audiences de la Commission parlementaire des Transports et de l’environnement relatives au protocole de Kyoto, http ://www.spsi.qc.ca/commparl/conv03/kyoto.pdf, section 6.2.

Voir le mémoire déposé par le SPSI dans le cadre des audiences du Bureau d’audiences publiques en environnement relatives au projet Le Suroît, http://www.spsi.qc.ca/document/bape/lesuroit.pdf, sections 4.5.1 à 4.5.4.

20 Hydro-Presse, mai 2002, p. 28.

21 Dossier Régie de l’énergie R-3526-2004 Mémoire AQLPA-SE-GS 6 doc 6 Document du Manitoba Hydro.

22 Il s’agit ici de TWh « thermiques » résiduels liés à la production de vapeur, à des fins industrielles, et qui pourraient faire l’objet de programmes de récupération de la vapeur basse pression.

23 Dossier Régie de l’énergie R-3473-2001.

24 Dossier Régie de l’énergie R-3526-2004 HPD-1 Document 1 p. 18-19.

25 Dossier Régie de l’énergie R-3526-2004 Mémoire AQLPA-SE-GS 6 doc 1 Mémoire de l’expert M. Thomas Welt.

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