Production d’énergie pour le Nord – Comment pouvons-nous favoriser les investissements dans les collectivités minières et sans pipeline?

Energizing-the-north-with-natural-gas2Dans le Grand Nord canadien, l’alimentation en énergie pose des défis qui dépassent les concepts de la majorité des industries. Des nuits qui durent des mois jusqu’aux brèves saisons de navigation, en passant par les coûts de transport excessifs et le manque d’infrastructures de base comme des routes, font qu’il est difficile de mener des activités dans le Nord.

thermometer-icon-smLe diesel a longtemps été le combustible le plus couramment utilisé dans l’Arctique, mais la hausse des prix a incité l’industrie et les communautés à envisager des solutions de rechange, comme le vent, et de plus en plus, le gaz naturel liquéfié (GNL) – du gaz naturel refroidi (-162 ⁰C) à l’état liquide – qui peut être transporté par bateau ou par camion vers les communautés qui n’ont pas accès à du gaz naturel abordable.

« Dans ces endroits éloignés non reliés au réseau, le diesel sera le principal combustible utilisé par les exploitants d’installations. Et le diesel est un combustible qui coûte cher, il coûte cher à transporter et à stocker. Plusieurs mines potentielles ne verront pas le jour parce que les coûts d’infrastructure, y compris les coûts pour l’infrastructure énergétique, sont prohibitifs », souligne Pierre Gratton, chef de la direction de l’Association minière du Canada.

Les moyens de transport son limités dans le Nord canadien. Le fret, que ce soit du diesel, du propane ou du combustible de soute, est transporté à grands frais par barge ou par navire le long de la voie maritime du Saint-Laurent vers l’Arctique, en traversant le passage du Nord-Ouest. Inversement, les endroits qui ne sont pas situés près d’eaux de marée ont une fenêtre d’environ huit semaines pendant l’hiver où le sol est suffisamment gelé pour que les camions puissent circuler sur des chemins de glace.

Les moyens de transport sont limités dans le Nord canadien.

Les moyens de transport sont limités dans le Nord canadien.

Chaque site a des exigences uniques sur lesquelles est fondé son choix de combustible, qu’il s’agisse de combustible de soute, moins coûteux mais lourd en émissions, ou d’éoliennes et de gaz naturel pour la production d’électricité. L’alimentation en énergie peut représenter jusqu’à 30 % des frais d’exploitation d’une mine, c’est pourquoi l’industrie est toujours à la recherche de façons de réduire ces frais, soit en trouvant des moyens d’économiser, soit en changeant de combustible lorsque faire se peut, selon l’Association.

« L’alimentation en énergie peut représenter jusqu’à 30 % des frais d’exploitation d’une mine, c’est pourquoi l’industrie est toujours à la recherche de façons de réduire ces frais ».

Les exploitants des mines de Red Lake dans le Nord de l’Ontario sont au courant de la solution de rechange du GNL depuis deux décennies, mais jusqu’à il y a environ quatre ans, la logistique liée à cette solution était trop complexe.

Ancienne voie ferrée qui mène à un puit de mine abandonné dans le territoire du Yukon.

Ancienne voie ferrée qui mène à un puit de mine abandonné dans le territoire du Yukon.

« Nous sommes une petite mine d’or, de déclarer Klaus Tietz, gestionnaire de projet de la mine de Red Lake de Gold Corp. Les conditions économiques n’étaient pas favorables ».

La mine de Red Lake se trouve à deux heures, ou 180 kilomètres au nord du pipeline principal de gaz naturel de TransCanada Corp. Une mine de fer à environ 50 kilomètres au sud de la mine disposait d’une conduite de jonction au pipeline de gaz naturel, mais la population des villages environnants ou la demande des mines de Gold Corp. n’étaient pas assez importantes pour justifier les dépenses qui s’y rattachaient, a mentionné Tietz.

Sans un lien vers le pipeline, Gold Corp. dépendait du propane pour alimenter ses génératrices et systèmes de ventilation souterrains. Or, les choses ont commencé à changer en 2010.

« Le prix du propane a monté en flèche, a-t-il dit. Alors nous nous sommes serré la ceinture ».

Le défi c’est que dans les communautés du Nord de l’Ontario, la distance par rapport au pipeline le plus près, et une population relativement éparse, entraînent des coûts de construction d’exploitation d’une infrastructure de transport et de distribution de gaz naturel considérables.

Le défi c’est que dans les communautés du Nord de l’Ontario, la distance par rapport au pipeline le plus près, et une population relativement éparse, entraînent des coûts de construction d’exploitation d’une infrastructure de transport et de distribution de gaz naturel considérables.

Dans le cadre d’une entreprise commune avec Union Gas, les gouvernements fédéral et provincial et les villages, Gold Corp. a appuyé la mise en place d’un raccordement de gaz naturel de la conduite de jonction de la mine de fer à Red Lake.

« De même, la croissance prévue dans la région en consommation d’énergie a été un véritable point tournant, passant de 25 mégawattheures par jour (MWh/j) à entre 40 et 50 MWh/j en quelques années », a ajouté Tietz.

Une fois la conduite installée, l’entreprise a utilisé le gaz naturel pour chauffer l’air dans la mine, réduire une partie de la charge électrique et alimenter les génératrices auxiliaires, au besoin – en plus de fournir les communautés en gaz naturel.

« Le raccordement des communautés à une réserve de gaz naturel contribue grandement à leur développement économique ».

« Le raccordement des communautés à une réserve de gaz naturel contribue grandement à leur développement économique. Il permet d’attirer des entreprises à forte consommation d’énergie et de créer des possibilités d’économie d’énergie pour les résidents; et cet argent peut être redéployé dans l’économie en général et contribuer à la croissance de l’économie locale », de déclarer Dave Simpson, vice-président des ventes aux clients du territoire de la concession et du marketing et du service à la clientèle chez Union Gas.

En 2012, le distributeur a mis la dernière main à un projet de 40 millions de dollars pour mettre en place un service de distribution de gaz naturel dans la région de Red Lake. Le projet financé conjointement était nécessaire, a souligné le distributeur.

« Le défi auquel nous sommes confrontés, c’est que dans les communautés du Nord de l’Ontario, la distance par rapport au pipeline le plus près, combinée à ce qui est habituellement une population relativement éparse, entraînent des coûts de construction et d’exploitation d’une infrastructure de transport et de distribution de gaz naturel représentant des obstacles économiques considérables », a indiquer Andrea Strass, gestionnaire des relations avec les médias chez Union Gas.

« Ce n’est pas un projet viable, puisque les coûts de construction et d’entretien sont très souvent plus élevés que tout revenu qu’on pourrait en tirer ».

Union Gas exploite la seule usine de GNL en Ontario, l’installation de liquéfaction Hagar, qui aura une activité annuelle moyenne de 415 520 gigajoules à compter du 1er septembre 2015.

De l’autre côté de la frontière, la stratégie de développement économique du Plan Nord du Québec comprend la promotion du gaz naturel, avec une option de GNL, dans les régions du Nord et de la Côte-Nord, en assurant l’approvisionnement et la distribution d’ici 2016.

La société Stornoway Diamond prend part au Plan en développant sa mine Renard évaluée à 1 milliard de dollars, la première mine de diamant du Québec, dans la région éloignée de la Baie James, avec une participation de 29 % du gouvernement provincial et des services de distribution de gaz naturel.

La société prévoit réaliser des économies de carburant à hauteur de 37 % en utilisant du GNL à la mine, dont la production devrait débuter en 2017.

« Nos installations en région éloignée fonctionnent au diesel, mais nous avons maintenant accès au réseau routier et pouvons transporter le gaz naturel à nos installations par camion », a souligné Orin Baranowsky, directeur des relations avec les investisseurs chez Stornoway Diamond.

Les exploitants des mines de Red Lake dans le Nord de l’Ontario sont au courant de la solution de rechange du GNL depuis deux décennies.

Les exploitants des mines de Red Lake dans le Nord de l’Ontario sont au courant de la solution de rechange du GNL depuis deux décennies.

Le distributeur provincial Gaz Métro prévoit transporter du gaz naturel par camion dans la région de la Côte-Nord, où de grandes industries consomment du pétrole, assurant la production d’électricité des mines au nord de Chibougamau, dans la région de la Baie James, et apportant du GNL aux sites éloignés d’exploitation minière.

« La difficulté c’est qu’on doit mettre en place l’infrastructure avant même d’obtenir des marchés à long terme garantissant l’approvisionnement des clients, d’indiquer Martin Imbleau, vice-président du développement et de l’énergie renouvelable chez Gaz Métro. Après, les marchés se développeront. C’est pourquoi nous prenons de l’avance sur le marché et agrandissons l’usine à Montréal-Est ».

Le distributeur travaille en vue d’accroître la capacité de 2,8 milliards de pieds cubes de ses installations de liquéfaction de gaz naturel à Montréal de 6 milliards de pieds cubes.

Word Cloud Emerging MarketsComme pour la plupart des communautés du Nord du Canada, le réseau de Whitehorse, au Yukon, est isolé, n’étant relié à aucun grand réseau de transport d’énergie à l’extérieur de ses frontières. Whitehorse est alimentée en majeure partie par un réseau hydroélectrique, alors que les activités auxiliaires essentielles se font au diesel, ce qui coûte cher.

Les turbines au diesel vieillissantes de la Société d’énergie du Yukon à Whitehorse fournit la ville en électricité pendant les approvisionnent périodes de consommation de pointe au cours des hivers glaciaux et des périodes sèches occasionnelles lorsque les niveaux d’eau sont bas dans la rivière. Lorsqu’est venu le temps de remplacer les génératrices agées de plus de 40 ans, la Société a envisagée toute une gamme de sources d’énergie plus écologiques.

« Au moment d’étudier d’autres options, nous nous sommes rendu compte que le gaz naturel sous forme liquéfiée était une solution possible ».

« Au moment d’étudier d’autres options, nous nous sommes rendu compte que le gaz naturel sous forme liquéfiée était une solution possible, a indiqué David Morrison, directeur générale de la Société d’énergie du Yukon. Toutefois, il nous fallait trouver une source sûre de gaz naturel et déterminer si la construction d’une nouvelle centrale alimentée au gaz était abordable ».

« Il s’avère que l’investissement de 36,5 millions de dollars pour construire le réservoir, les unités de gazéification, les deux génératrices au gaz de 4,5 mégawatts et le transport seraient récupérés en moins de trois ans. Le désagrément à court terme se traduira également en économies à plus long terme de 1 à 2 millions de dollars par année en frais de combustibles », a souligné Morrison.

La Société d’énergie du Yukon a estimé que les coûts annuels seraient de 4,51 millions de dollars par gigawattheure (GWh) pour le diesel, comparativement à 2,38 millions par GWh pour le GNL en 2015. Cette différence augmentera considérablement en 2018, alors que les coûts du diesel passeront à 8,25 millions de dollars par GWh comparativement à 3,85 millions pour le GNL. L’étude, qui a pris fin en mars de cette année, a été réalisée en utilisant un prix de 4,51 $ par million d’unités thermiques britanniques (million de BTU) pour le gaz naturel, et un coût ajusté à 6,59 $/million de BTU pour transporter le combustible à Whitehorse.

« L’argument en faveur du GNL nous a semblé convaincant, et ce du début à la fin, tant sur le plan économique qu’environnemental », a souligné Morrison.

Nous en sommes rapidement venus à la conclusion que FortisBC était la solution la plus réalisable. Le producteur d’électricité établi à Vancouver achemine déjà du GNL par camion vers Inuvik, dans les Territoires du Nord-Ouest, en empruntant la route de Dempster, et le Yukon pourrait tirer profit de ce transport, payant essentiellement pour les 1 253 kilomètres qui séparent Whitehorse et Inuvik.

FortisBC exploite deux installations de GNL, une qui alimente l’île de Vancouver à Ladysmith (C.‑B.), et la centrale Tilbury à Delta (C.‑B.), où elle investit 400 millions de dollars en vue de renforcer la capacité de l’installation à 35 000 gigajoules par jour, et d’accroître le stockage à 1 pétajoule.

Lorsqu’est venu le temps de remplacer les génératrices agées de plus de 40 ans, Yukon Energy Corp. a envisagée toute une gamme de sources d’énergie plus écologiques.

Lorsqu’est venu le temps de remplacer les génératrices agées de plus de 40 ans, Yukon Energy Corp. a envisagée toute une gamme de sources d’énergie plus écologiques.

Le distributeur permettra à des communautés du Nord comme Watson Lake (C.‑B.) de remplacer leur diesel, en plus d’approvisionner les usines de pâte à papier et d’aider les mines à adopter le gaz naturel pour leurs flottes. Doug Stout, vice-président des solutions énergétiques de FortisBC, a dit que pour convaincre les entreprises à passer au gaz naturel, il suffit de s’asseoir avec l’équipe technique, de calculer leur consommation totale d’énergie et de leur fournir de l’information sur la technologie de conversion.

CGA-1_Route-SignIl coûte environ 300 000 $ pour convertir un camion minier, prix auquel l’entreprise devra ajouter les coûts de la nouvelle infrastructure d’entretien et d’avitaillement. Mais les mines sont de grandes consommatrices de carburant, c’est donc un élément de taille pour une société minière, a dit Stout.

Pour Fortis, « tout est dans la demande : d’une part, les centrales (de GNL) sont d’assez grande taille, pas toutes de l’ordre de 400 millions de dollars mais de dizaines de millions, et la consommation par communauté ou par camion affiche une croissance excédentaire relativement faible, a-t-il dit. C’est là que se trouve le défi : essayer de jumeler les dépenses en immobilisations à l’utilisation finale ».

lng-icon-smDe façon générale, les coûts pour bâtir un entrepôt de stockage de gaz naturel sont plus élevés que pour bâtir un parc de stockage de diesel. Mais, d’habitude, les prix diminuent à mesure que la technologie évolue. Les sociétés minières sont plus conscientes de ce qui pourrait constituer une solution de rechange viable au diesel, et elles font tout leur possible pour être prête à envisager de convertir leurs installations et de tirer profit des avantages économiques qui s’offriront à elles lorsque les prix chuteront et que la technologie évoluera.

« Les exploitants miniers sont aux aguets pour voir à quel moment cette synergie se manifestera. Et on en retrouve des exemples dans les régions plus au sud », a déclaré Brendan Marshal, directeur des affaires économiques de l’Association minière du Canada.

 Il coûte environ 300 000$ pour convertir un camion minier au gaz naturel.

Il coûte environ 300 000$ pour convertir un camion minier au gaz naturel.

Il souligne que bien que les exigences énergétiques soient assez constantes en termes de prix, la logistique, comme l’investissement dans l’infrastructure, diffère d’un projet à l’autre.

« N’allez surtout pas croire qu’il y a un point critique universel auquel toutes les entreprises décident de passer au gaz naturel. C’est quelque chose qui varie selon le projet ».