L’une des entreprises qui envisagent de construire de petits réacteurs nucléaires modulaires au Nouveau-Brunswick affirme que sa technologie ne suffira pas à remplacer toute l’électricité qu’Énergie NB produit actuellement par du charbon.
Le gouvernement provincial a présenté les PRM comme un élément clé de son plan d’action climatique pour s’éloigner de la production qui émet des gaz à effet de serre qui réchauffent l’atmosphère.
“Notre mission est de protéger la planète avec une énergie propre”, a déclaré Bill Labbe, PDG d’ARC Clean Energy, aux députés du comité permanent de l’Assemblée législative sur le changement climatique.
Mais Labbe a déclaré que les plans de l’entreprise n’incluaient pas suffisamment de SMR pour compenser les 450 mégawatts d’électricité produits annuellement par la centrale au charbon de Belledune.
“Non, je pense qu’il y a un manque important de mégawatts”, a-t-il déclaré aux journalistes. “Ce déficit nécessitera des centaines de mégawatts de nouvelle génération.”
Belledune doit cesser de brûler du charbon d’ici 2030, créant ainsi un écart potentiel dans la production d’électricité de la province.
Labbe a déclaré qu’ARC est convaincu que son premier SMR fonctionnera à Point Lepreau d’ici là, mais qu’il ne produira que 100 mégawatts d’électricité.
L’entreprise prévoit éventuellement avoir de huit à douze PRM à Belledune, mais ils ne seront probablement pas en place avant 2032 à 2036.
Et toute leur production sera destinée à une usine proposée pour produire de l’hydrogène pour l’exportation, ce qui signifie qu’elle ne sera pas disponible pour le réseau d’Énergie NB.
L’autre développeur de SMR basé au Nouveau-Brunswick, Moltex Energy, dit qu’il est « en voie d’avoir un réacteur opérationnel d’ici le début des années 2030 ».
Le comité déjà prévenu
L’an dernier, un ancien PDG d’Énergie NB et un vice-président de Saint John Energy ont tous deux averti le même comité que les coûts et les processus réglementaires pourraient empêcher les PRM d’être prêts à temps pour 2030.
Labbe a déclaré que d’autres SMR pourraient être installés au Nouveau-Brunswick pour produire plus d’électricité pour le réseau, mais il n’y a rien sur la planche à dessin pour le moment, et cela signifie qu’ils ne fonctionneront pas au moment où le charbon sera éliminé.
Et il a dit que parce que chaque unité après la première unité Lepreau sera soumise à des évaluations environnementales fédérales et non provinciales, le processus prendra plus de temps – à moins que l’ARC ne puisse persuader Ottawa d’adopter un processus réglementaire accéléré.
Il a dit que cela ne signifierait pas rogner sur la sécurité, mais peut-être permettre l’octroi de licences et l’autorisation de se produire pour plusieurs unités simultanément.
“Nous pensons qu’il est possible de rendre ce processus efficace, c’est tout. … mais nous voulons toujours nous assurer que nous répondons à toutes les attentes”, a-t-il déclaré. “Nous pensons simplement que nous pouvons le faire de manière efficace.”
Labbe a fait ce commentaire lors du premier des quatre jours de réunions du comité sur le changement climatique. Deux journées sont consacrées aux petits réacteurs modulaires.
Total de 30 M$ de la province
Le gouvernement Higgs a donné à l’ARC 20 millions de dollars en 2021, s’ajoutant aux 10 millions de dollars qu’il avait reçus du gouvernement libéral précédent. Labbe a déclaré mardi aux députés que l’ARC n’aurait plus besoin d’argent public à partir de maintenant.
La séance du comité de mardi a comporté un échange irritable entre le ministre de l’Énergie Mike Holland et l’activiste anti-nucléaire Susan O’Donnell de la Coalition pour le développement énergétique responsable au Nouveau-Brunswick.
Holland a déclaré que O’Donnell propose un plan d’énergie alternative, une énergie renouvelable plus un stockage de batterie à grande échelle, qui n’est pas plus éprouvé ou viable que les petits réacteurs.
“Le stockage des énergies renouvelables est aussi loin sur une trajectoire rentable que les SMR”, a-t-il déclaré.
“Donc, ce que vous parlez de faire est quelque chose qui n’est pas réaliste pour le jour et l’âge actuels.”
La proposition du CRED-NB concerne une nouvelle technologie de batterie pour stocker l’électricité provenant de l’énergie solaire et éolienne qui pourrait ensuite être utilisée les jours où il n’y a ni vent ni soleil.
“La technologie est très chère en ce moment pour le stockage, mais les coûts baissent rapidement, en même temps que les coûts baissent rapidement pour le solaire et l’éolien, ils baissent pour le stockage”, a déclaré O’Donnell.
Holland a fait valoir que chaque SMR construit sera moins cher que l’unité précédente, ce qui réduira les coûts de sorte qu’à terme, “le nième du genre” ne sera pas aussi coûteux qu’une grande installation de stockage de batteries unique en son genre.
Le ministre a déclaré que les deux technologies pourraient éventuellement être viables, alors “pourquoi ne pas emprunter les deux voies simultanément?”
“Eh bien, monsieur le ministre, vous supposez qu’il y aura un nième du genre [SMR]”, a déclaré O’Donnell.
“Eh bien, vous supposez qu’il n’y en aura pas,” répondit Holland.
O’Donnell a déclaré que les experts apparaissant plus tard lors des réunions du comité seraient mieux en mesure de répondre aux questions sur le coût d’une option d’énergie renouvelable plus stockage pour la production d’électricité.
“Ce n’est vraiment pas à nous, un groupe de bénévoles, de proposer un plan B”, a-t-elle déclaré plus tard aux journalistes. « C’est ce qu’Énergie NB devrait faire. C’est ce que le ministère devrait faire.