Introduction de la part des auteurs

Les provinces du Canada sont confrontées à un certain nombre de défis techniques alors qu’elles s’efforcent d’atteindre les objectifs de réduction des émissions de carbone fixés par le gouvernement fédéral. Chacune des provinces investit sérieusement dans de nouvelles technologies. Ces technologies diffèrent d’une province à l’autre, mais un certain nombre d’entre elles soutiennent désormais ce que l’on appelle les petits réacteurs nucléaires ou petits réacteurs modulaires (PRM).

Les PRM sont des réacteurs nucléaires qui produisent moins de 300 mégawatts (MW) d’électricité. Ils sont plus petits que les centrales nucléaires traditionnelles qui produisent généralement 800 MW ou plus. Ils sont moins chers à construire, modulables et capables de répondre aux besoins spécifiques de l’industrie et des communautés éloignées. L’Ontario, la Saskatchewan et le Nouveau-Brunswick collaborent depuis 2019 au développement des PRM au Canada. L’Alberta s’est jointe à eux en avril 2021.

Les PRM commencent à ressembler à une réalité. Le premier projet de PRM à voir le jour sera l’installation située à Darlington, en Ontario, dans laquelle la Banque fédérale d’infrastructure investit 970 millions de dollars. Il s’agira du premier projet de PRM à l’échelle d’un réseau au Canada, avec une puissance de 300 MW, suffisante pour alimenter 300 000 foyers. Il devrait être mis en service d’ici 2028.

Le projet de Darlington sera suivi de quatre unités similaires en Saskatchewan, la première devant être mise en service d’ici 2032. Le projet de la Saskatchewan est également soutenu par le gouvernement fédéral, qui y investira 74 millions de dollars. Une conception avancée de PRM est également en cours de développement au Nouveau-Brunswick, où une unité de démonstration fonctionnera sur le site nucléaire existant de Point Lepreau d’ici 2030.

Une nouvelle classe de micro PRM est également en cours de développement pour remplacer l’utilisation du diesel dans les communautés isolées. Il s’agit de projets de réacteurs refroidis au gaz de 5 MW qui seront situés sur le site nucléaire de Chalk River, en Ontario. Ils devraient être mis en service d’ici 2026.

L’article qui suit cette introduction est basé sur une analyse très minutieuse de la technologie des PRM, exposée pour la première fois dans une importante étude de l’Institut CD Howe de Toronto.

L’étude en bref

• La Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité exige que le Canada parvienne à la « carboneutralité » d’ici à 2050. Une composante importante de cet objectif est que le secteur de l’électricité réalise cette carboneutralité d’ici 2050.
• La Régie de l’énergie du Canada (REC) a élaboré une projection de carboneutralité pour le secteur de l’électricité, en mettant l’accent sur les énergies renouvelables (hydroélectricité, énergie éolienne, énergie solaire). L’éolien et le solaire représentent 60 % de l’augmentation de production prévue entre 2019 et 2050.
• Bien que l’éolien et le solaire fournissent une énergie à faibles émissions de gaz à effet de serre (GES), ces technologies nécessitent le « stockage » de l’énergie qui n’est pas nécessaire en milieu de journée. Quelle que soit la forme qu’elles prennent, les exigences en matière de stockage augmentent le coût des réseaux éoliens et solaires.
• Plusieurs compagnies d’électricité (notamment celle de la Californie) ont été confrontées à des instabilités de réseau en raison de la capacité insuffisante de sources facilement « répartissables » (hydroélectricité, combustibles fossiles et nucléaire) capables de répondre à la demande lorsque le soleil ne brille pas et/ou que le vent ne souffle pas.
• La REC envisage la remise en état de certains réacteurs existants, mais pas d’expansion de la capacité nucléaire canadienne. En revanche, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) concluent qu’il faudra plus d’énergie nucléaire pour éliminer les GES dans le secteur de l’électricité.
• Afin d’atteindre leurs objectifs de carboneutralité, de nombreux pays (par exemple la Chine, la Russie et la France) investissent massivement dans les PRM, qui peuvent permettre des délais de construction réduits ainsi que des conceptions plus simples et plus sûres que les réacteurs conventionnels. Le Canada est bien placé pour promouvoir les PRM, compte tenu de son histoire en matière de développement nucléaire et de ses sources nationales d’uranium.

Introduction

Dans un rapport de 2018 destiné aux décideurs politiques, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) des Nations Unies a évoqué quatre stratégies pour contenir l’augmentation de la température mondiale à 1,5 degré Celsius, par rapport aux niveaux préindustriels (voir encadré 1). Ces quatre stratégies nécessitent une augmentation de l’énergie nucléaire. Par rapport à la capacité mondiale d’énergie nucléaire en 2010, l’exigence minimale estimée d’ici 2050 est un doublement de la capacité d’énergie nucléaire (voie 2); l’exigence maximale (voie trois) est une multiplication par cinq^[2].

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) arrive à une conclusion similaire dans son rapport annuel World Energy Outlook:

Dans le scénario [carboneutralité d’ici 2050], l’électricité devient le nouveau pivot de la filière énergétique mondiale, fournissant plus de la moitié de la consommation finale totale et deux tiers de l’énergie utile d’ici 2050. La production totale d’électricité augmente de 3,3 % par an jusqu’en 2050, ce qui est plus rapide que le taux de croissance économique mondial au cours de cette période. Les capacités annuelles supplémentaires de toutes les énergies renouvelables [éolienne, solaire, hydraulique] quadruplent, passant de 290 gigawatts (GW) en 2021 à environ 1 200 GW en 2030. Les énergies renouvelables atteignant plus de 60 % de la production totale en 2030, aucune nouvelle centrale au charbon n’est nécessaire. Les augmentations annuelles de la capacité nucléaire jusqu’en 2050 sont près de quatre fois supérieures à la moyenne historique récente^[3].

Le Canada s’est engagé par la loi à atteindre la carboneutralité en matière d’émissions de gaz à effet de serre (GES) d’ici 2050^[4]. L’objectif de cet E-Brief est d’évaluer le potentiel de l’énergie nucléaire en tant que composante majeure de la réalisation de la carboneutralité en matière de production d’électricité. Nous insistons en particulier sur le rôle potentiel des petits réacteurs modulaires (PRM).

Le Canada occupe une position unique en tant que pays ayant une longue expérience du nucléaire. Bien que la plupart des Canadiens l’ignorent, le Canada exploite avec succès des réacteurs nucléaires depuis plus de 70 ans. Actuellement, nous exploitons 19 réacteurs nucléaires situés en Ontario et au Nouveau-Brunswick. Nous sommes le deuxième producteur mondial d’uranium, grâce à nos activités minières en Saskatchewan, et l’on estime que nous pourrions soutenir au Canada 70 à 80 % de la chaîne d’approvisionnement nucléaire, de la production de combustible à la fabrication de pièces détachées^[5].

Étant donné que la Régie de l’énergie du Canada (REC) est une agence du gouvernement fédéral, nous examinons sa projection de carboneutralité pour 2050, une projection qui repose fortement sur l’expansion des sources d’énergie renouvelables (éolienne, solaire et hydroélectrique), n’envisage aucune augmentation de la capacité nucléaire et ne suppose qu’une augmentation modeste de la consommation totale d’électricité entre 2019 et 2050. Pour les raisons que nous évoquons ci-dessous, la très forte dépendance à l’énergie éolienne et solaire soulève des problèmes potentiels concernant l’instabilité des compagnies d’électricité. Le talon d’Achille de l’éolien et du solaire est la fourniture d’un stockage adéquat, à un coût raisonnable, de l’électricité qui n’est pas nécessaire en milieu de journée, mais qui est nécessaire lorsque le soleil ne brille pas et/ou que le vent ne souffle pas.

La Régie de l’énergie du Canada

La REC définit officieusement son rôle comme suit : « Nous travaillons pour assurer l’acheminement de l’énergie en toute sécurité partout au pays. Nous examinons les projets de mise en valeur des ressources énergétiques, communiquons de l’information sur l’énergie, et appliquons des normes de sécurité et environnementales figurant parmi les plus strictes au monde »^[6]. D’autres projections permettent au Canada d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050 dans le secteur de la production d’électricité^[7]. Bien que nous soyons sceptiques à l’égard de plusieurs hypothèses de la REC, celle-ci constitue une base crédible.^[8]

Par rapport à 2019 (avant la COVID), la REC prévoit d’ici 2050 une augmentation nette de la production d’électricité de 186 térawattheures (TWh)^[11] (819 TWh en 2050 – 633 TWh en 2019. Voir le tableau 1 et la figure 1.) La projection élimine toute l’électricité produite à partir du charbon. Au total, l’électricité à base de gaz naturel ne change pas, mais la moitié de l’électricité à base de gaz n’émettra aucun GES grâce au captage et au stockage du CO₂ (CSC). La projection de la REC repose implicitement sur le fait que le Canada a exploité la plupart des sites hydroélectriques à grande échelle; la contribution de l’hydroélectricité à l’augmentation sera donc modeste. Les centrales nucléaires existantes seront remises en état, mais la capacité de production d’électricité d’origine nucléaire n’augmentera pas.

La projection de la REC élimine 79 TWh d’électricité actuellement produite par des combustibles fossiles. Après l’élimination de la majeure partie de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles, la réalisation de la production projetée pour 2050 nécessite une augmentation de 266 TWh (187 TWh d’augmentation nette + 79 TWh de remplacement des combustibles fossiles) provenant des technologies à faibles émissions de GES. La REC suppose que l’éolien et le solaire augmentent leur production annuelle de 159 TWh, soit 60 % de l’augmentation de 266 TWh.

Estimations des coûts

L’estimation des coûts unitaires des technologies de rechange est évidemment pertinente, mais les estimations sont inévitablement entourées de larges intervalles de confiance. Dans le cas des PRM, nos estimations de coûts par mégawattheure (MWh) proviennent du livre blanc publié par le Comité directeur canadien de la Feuille de route des petits réacteurs modulaires^[12], une coalition de quatre gouvernements provinciaux (Nouveau-Brunswick, Ontario, Saskatchewan, Alberta) et de leurs services publics respectifs, ainsi que de plusieurs autres organismes (voir le tableau 2). Les estimations des coûts des autres technologies (y compris les coûts de production et de stockage) sont tirées d’une publication conjointe de l’AIE et de l’OCDE^[13]. Pour le nucléaire et les énergies renouvelables (hydroélectricité, énergie éolienne, énergie solaire), la fourchette des coûts de production d’un MWh d’électricité est similaire. L’estimation la plus élevée du coût unitaire de production d’un MWh d’électricité à faibles émissions de GES est celle du charbon complété par le CSC.

Il convient de faire une distinction importante entre les sources d’énergie répartissables et les sources d’énergie non répartissables. Les sources répartissables, telles que l’hydroélectricité, les combustibles fossiles et le nucléaire, permettent à une compagnie d’électricité d’ajuster la puissance fournie à son réseau pour répondre à la demande; dans le cas des sources non répartissables, la compagnie d’électricité ne peut pas le faire. L’intégration de sources non répartissables, telles que l’énergie éolienne et solaire, nécessite une certaine forme de stockage de l’électricité produite.

La mesure la plus utilisée pour comparer les coûts de production d’électricité à partir de différentes technologies est le coût actualisé de l’électricité (CAE), une mesure du coût moyen par unité d’électricité sur la durée de vie d’une centrale électrique typique, en fonction de sa capacité et de son facteur de capacité. Le coût total des sources non répartissables est le CAE plus le coût actualisé de stockage (CAS), calculé de la même manière que le CAE.

Les énergies éolienne et solaire sont une source précieuse d’électricité à faibles émissions de GES, mais elles ne sont pas répartissables. L’électricité qu’elles produisent est généralement fournie instantanément au réseau lorsqu’elle est disponible. Afin d’adapter l’offre à la demande, le service public ajuste les sources répartissables. Par exemple, le système de la Colombie-Britannique, qui dépend de l’hydroélectricité, peut, en général, facilement ajuster la production hydroélectrique. Cependant, si le service public dépend fortement de l’énergie éolienne et solaire non répartissable, il produira probablement de l’hydroélectricité en dessous de la production optimale pendant la journée.

L’écrasante majorité des coûts de production de l’hydroélectricité est constituée par les coûts fixes du barrage et du réservoir. L’utilisation de l’hydroélectricité répartissable en dessous de la capacité optimale du système augmente le CAE de l’hydroélectricité. Le service public peut être en mesure de compenser une partie de la diminution de la production hydroélectrique par des ventes à un service public situé en dehors de la Colombie-Britannique. Cependant, la nécessité de stocker l’énergie non répartissable entraîne généralement un CAE plus élevé pour l’ensemble du réseau. En effet, l’augmentation du CAE à l’échelle du réseau est le CAS attribuable à l’énergie non répartissable^[20]. Les coûts de stockage des énergies renouvelables varient évidemment en fonction de l’environnement de la compagnie d’électricité, mais ils ne sont jamais nuls.

La France produit 70 % de son électricité grâce au nucléaire, ce qui lui a permis de générer les plus faibles émissions de GES par MWh de tous les grands pays industriels. Compte tenu de la prédominance du nucléaire, la France ne peut pas limiter l’utilisation du nucléaire à l’énergie de base; elle a développé des techniques permettant de faire varier la production d’électricité nucléaire. Il est vrai que l’ajustement de la production d’électricité nucléaire est soumis à beaucoup plus de contraintes que la production d’électricité hydraulique ou à partir de combustibles fossiles (voir l’annexe 1 pour plus de détails).

Actuellement, le stockage mécanique de l’énergie potentielle est la forme de stockage la plus importante. Il existe d’autres moyens potentiels de stocker l’énergie non répartissable^[21] :

• Les réservoirs hydroélectriques : Un exemple important est celui des réservoirs d’une compagnie hydroélectrique, comme en Colombie-Britannique. La capacité hydroélectrique provinciale est supérieure à la capacité optimale estimée en fonction du débit d’eau. L’installation d’une capacité excédentaire permet aux centrales hydroélectriques de stocker de l’énergie renouvelable au milieu de la journée en réduisant le débit d’eau dans les turbines. Aux heures de pointe de la demande de sources répartissables (généralement le matin et le soir), la compagnie d’électricité peut autoriser un débit d’eau supérieur au niveau d’équilibre estimé.^[22]
• L’eau pompée : Si le service public ne dispose pas de réservoirs hydroélectriques, il peut être en mesure d’utiliser l’énergie éolienne/solaire pour pomper l’eau de la rivière dans un lac situé à une altitude plus élevée et, le cas échéant, fournir de l’électricité au réseau au moyen de turbines au fil de l’eau.
• Le stockage de produits chimiques : Il s’agit par exemple de transformer une source d’électricité non répartissable en hydrogène, qui peut ensuite être transformé en électricité. Le Canada a conclu un accord avec l’Allemagne pour exporter de l’hydrogène « vert » produit au moyen de l’énergie hydraulique^[23]. Bien que cet exemple ne soit pas destiné à stocker de l’énergie non répartissable, l’hydrogène est un moyen potentiel de stocker de l’énergie non répartissable.
• L’électrochimique : Par exemple, les batteries.
• Le stockage électrique : Les supercondensateurs.
• Le stockage thermique : Le stockage thermique par sels fondus.

À l’heure actuelle, le stockage des sources non répartissables est généralement coûteux. Les services publics qui fournissent de l’électricité à un grand nombre de consommateurs (comme les résidents d’une province) ont besoin d’une puissance répartissable adéquate qui peut être ajustée en fonction des variations de la demande du réseau, sur une période de 24 heures ou en fonction des variations saisonnières. Au Canada, contrairement à la France, les grands réacteurs nucléaires sont limités à la production de base; la production n’est pas destinée à varier. Si l’on inclut le nucléaire, les sources de base de l’énergie répartissable (hydroélectricité, combustibles fossiles [charbon, gaz, pétrole] et nucléaire) représentent actuellement 95 % de l’énergie produite au Canada (voir le tableau 1). La REC prévoit que les énergies éolienne et solaire représenteront 60 % de l’électricité supplémentaire à faibles émissions de GES en 2050 par rapport à 2019. Cela fait passer la part non répartissable de la production d’électricité de 5 % en 2019 à 24 % en 2050.

Au cours de la dernière décennie, les compagnies d’électricité fortement dépendantes de l’éolien et du solaire ont été confrontées à des problèmes de perte de flexibilité du réseau, officieusement appelé le problème de la « courbe en canard ». La figure 2 illustre la demande d’électricité sur 24 heures au cours d’une journée récente en Californie, et la répartition de l’offre entre les sources répartissables et non répartissables. La demande horaire répartissable correspond (plus ou moins) au dos d’un canard, vu de profil. La tête du canard correspond au pic de la demande répartissable dans la soirée, une période où la demande d’électricité est maximale et où la quantité d’énergie renouvelable disponible est faible.

Le problème de la courbe en canard a nui aux réseaux électriques, notamment en Californie et en Allemagne, deux pays dotés d’une importante capacité de production d’énergie renouvelable^[24]. Le cas de l’Allemagne illustre ce qui peut se produire en cas d’insuffisance d’énergie répartissable. Dans les années 2010, l’Allemagne a décidé de fermer ses centrales nucléaires et de subventionner fortement les sources d’énergie renouvelables. Pour fournir une électricité répartissable suffisante, l’Allemagne a été obligée de rouvrir des centrales au charbon et, jusqu’à l’été 2022, s’est engagée à importer massivement du gaz russe.

Conceptions de petits réacteurs

L’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) définit les petits réacteurs nucléaires comme ayant une capacité inférieure à 300 MW^[25]. Les petits réacteurs devraient présenter plusieurs avantages par rapport aux grandes centrales nucléaires conventionnelles (d’une capacité supérieure à 1 000 MW) :

• Économies de construction standardisée : Les PRM peuvent générer des économies dans la construction standardisée de plusieurs réacteurs d’une conception particulière^[26]. Ces économies peuvent plus que compenser les économies d’échelle des grands réacteurs^[27]. La conception des PRM est plus simple que celle des grands réacteurs, ce qui peut réduire la réglementation et les délais réglementaires.
• Sûreté des nouvelles conceptions : Qu’ils soient de grande ou de petite capacité, les nouveaux réacteurs (générations III+ et IV) sont plus sûrs que ceux des premières générations. En cas de fusion, les modèles modernes intègrent des caractéristiques passives qui arrêtent le réacteur même si les opérateurs ne font rien — la sûreté par la physique plutôt que la sûreté par l’ingénierie^[28].
• Potentiel de production de chaleur : Certains modèles de PRM produisent de la vapeur à haute température, qui peut être utilisée, par exemple, pour l’extraction des sables bitumineux ou le dessalement de l’eau.
• Emplacement à proximité du consommateur : Les PRM peuvent être situés à proximité de la charge du consommateur prévu. Cela peut réduire la nécessité d’investissements importants dans le transport d’électricité à haute tension sur de longues distances.
• Remplacement des génératrices diesel dans les communautés isolées : Les micro-SMR (< 25 MW) peuvent être un moyen rentable d’éliminer les génératrices diesel dans les communautés isolées.

De nombreuses conceptions de PRM conservent une taille suffisamment petite pour que le réacteur puisse être transporté sur la plate-forme d’un camion, dans des caisses d’expédition et sur des wagons de chemin de fer. La définition de la modularité de l’AIEA^[29] inclut à la fois le réacteur et les composantes qui doivent être régulièrement remplacées. L’acheteur reçoit un produit entièrement assemblé qui s’adapte au site désigné ou qui est livré en plusieurs pièces à assembler sur place. Les PRM peuvent être utilisés en tandem. Les petites villes peuvent utiliser une unité, tandis que les zones métropolitaines en utilisent quatre ou cinq. La possibilité d’ajouter des PRM à une date ultérieure permet à une centrale nucléaire d’augmenter progressivement sa capacité. Cela permet de réduire l’investissement initial en capital^[30].

Le tableau 3 est révélateur d’un intérêt international significatif pour les PRM. Le pays qui s’est le plus engagé dans les PRM est la Chine. Elle dispose d’un PRM en service et d’un second qui devrait entrer en service en 2022. Elle devrait construire environ 200 PRM au cours de la prochaine décennie, pour un coût supérieur à 500 milliards de dollars canadiens.^[31]

Problèmes posés par l’énergie nucléaire

Le nucléaire pose quatre problèmes inhérents, notamment la complexité de la conception, les accidents potentiels et le stockage du combustible usé et d’autres déchets. Le quatrième est le scepticisme de l’opinion publique, en raison de Tchernobyl et de Fukushima, et la menace de canaliser la technologie de l’énergie nucléaire vers les armes nucléaires.

Complexité de la conception

Historiquement, de nombreuses grandes centrales nucléaires ont dépassé les estimations de coûts initiales et ont connu des retards d’achèvement. Cela s’explique en partie par l’excès de réglementation, mais aussi par la complexité des grandes centrales nucléaires par rapport à la plupart des autres technologies de production d’électricité. Les partisans des PRM s’attendent à ce que leur taille plus petite réduise la complexité de la conception et à ce que la construction de nombreux PRM permette d’expérimenter une conception optimale des réacteurs. Par rapport aux grands réacteurs, Ontario Power Generation (OPG) s’attend à ce que son PRM nécessite moins d’acier, de béton et d’autres composants par MW de capacité. Il est vrai que l’on ne dispose encore que de peu d’expérience pratique, voire d’aucune, pour justifier les affirmations selon lesquelles les conceptions seraient plus simples et les délais réglementaires moins longs.

Accidents nucléaires

Des accidents nucléaires pouvant causer des décès, des morbidités ou avoir des impacts environnementaux se sont produits, mais toutes les technologies de production d’électricité ont un certain degré d’impact négatif sur la société et l’environnement. Nous mettons l’accent sur les résultats d’études utilisant comme mesure le nombre de décès attribuables à diverses technologies, normalisé par TWh d’électricité produite. Les décès peuvent résulter de l’extraction du combustible (p. ex. l’extraction et le transport de charbon), de la construction et de l’entretien des centrales électriques (p. ex. PRM, éoliennes, barrages hydroélectriques), de la contamination nucléaire due à la fusion. Depuis 1950, deux grandes fusions de centrales nucléaires ont eu lieu : Tchernobyl en Ukraine en 1986 et Fukushima au Japon en 2011. Ritchie^[42] a estimé à 433 le nombre de décès attribués aux radiations émanant de Tchernobyl. À Fukushima, un seul décès a été attribué aux radiations, alors que le tremblement de terre et le tsunami de 2011 ont fait environ 19 000 victimes^[43]. Dans l’ensemble, le nombre de décès par TWh pour l’énergie éolienne, solaire et nucléaire est inférieur à 0,1 décès par TWh. Les décès dus à la production d’électricité à partir de combustibles fossiles sont deux ordres de grandeur plus élevés : 25 par TWh pour l’électricité produite à partir de charbon, 18 pour le pétrole et 3 pour le gaz.

Stockage des déchets nucléaires

La Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) partage le consensus professionnel international selon lequel les formations rocheuses profondes constituent le gisement privilégié pour le stockage à long terme. Dans l’Encyclopedia of Physical Science and Technology, Saeid et Patchet soulignent la nécessité d’une « large acceptation du public » :

Alors que les communautés techniques et scientifiques s’accordent à dire que le stockage en couche géologique profonde est sûr et éthique, le public semble beaucoup plus sceptique. Le principal obstacle consiste à présent à gagner la confiance du public et des responsables politiques quant à la sécurité d’un programme de stockage en couche géologique profonde et des sites sélectionnés dans le cadre de ce programme.

La communauté de la gestion des déchets doit communiquer au grand public, en termes simples mais précis, la manière dont elle obtient un consensus scientifique et technique sur la possibilité d’une élimination sûre. Pour que cette communication soit efficace, il faut que le public participe à tous les aspects du programme. La communauté technique et scientifique doit reconnaître que la mise en œuvre de toute forme d’élimination des déchets nucléaires est déterminée non seulement par des processus techniques ou réglementaires, mais aussi par une large acceptation du public^[44] [traduction].

Bien que les auteurs insistent sur la confiance du public, ils n’abordent pas les détails. Les conditions préalables à la réalisation d’un plus grand nombre de sites de stockage en profondeur seront probablement un livre blanc du gouvernement, des auditions devant des commissions parlementaires et un soutien constant de la part de politiciens de haut rang.

Attitudes du public

Les récentes enquêtes publiques sur l’attitude du public canadien à l’égard de l’énergie nucléaire sont ambiguës. Après l’élection de Doug Ford au poste de premier ministre en 2018, le gouvernement de l’Ontario a refusé d’étendre l’accès des énergies renouvelables au réseau, au motif qu’elles risquaient de déstabiliser le réseau électrique de la province. En janvier 2020, Les Ami(e)s de la Terre, une organisation environnementale opposée à l’expansion de l’énergie nucléaire, ont publié une enquête nationale sur les petits réacteurs nucléaires (n=2094). L’enquête commençait par l’énoncé suivant à l’intention des participants : « L’Ontario a récemment versé 237 millions de dollars pour fermer 758 projets d’énergie renouvelable, tandis que la Saskatchewan refuse d’autoriser d’autres propriétaires à installer des panneaux solaires. Récemment, les premiers ministres de l’Ontario, de la Saskatchewan et du Nouveau-Brunswick ont annoncé leur soutien à un plan de 27 milliards de dollars visant à produire des centaines de petits réacteurs nucléaires modulaires alimentés à l’uranium ». Le sondage se poursuivait avec la question suivante : « Pensez-vous que ces gouvernements sont sur la bonne voie ou sur la mauvaise voie en ce qui concerne la production d’énergie et la lutte contre les changements climatiques? » [traduction] La proportion de personnes ayant répondu « mauvaise voie » était de 62 % , « bonne voie » de 31 % et « incertain » de 7 % .C’est en Colombie-Britannique et au Québec (moins de 30 % ), deux provinces qui n’ont pas d’antécédents en matière de production d’énergie nucléaire et de production d’hydroélectricité à grande échelle, que les réponses « bonne voie » ont été les plus faibles. Les réponses les plus élevées se trouvaient en Ontario et dans les provinces des Prairies (plus de 35 %).

Dans une deuxième enquête, Common Ground, un institut associé à l’Université de l’Alberta, a mené une enquête en deux étapes (échantillon de 1 659 personnes) en Saskatchewan, en 2020 et 2021. L’enquête invitait les personnes interrogées à répondre à l’affirmation suivante : « La Saskatchewan devrait utiliser des petits réacteurs modulaires pour remplacer la production d’énergie au charbon sur le réseau électrique provincial » [traduction]. Le sondage permettait cinq réponses avec les résultats suivants : pas du tout d’accord (7,5 % ), plutôt en désaccord (7,5 % ), neutre (32,2 %), plutôt d’accord (32,9 % ) et tout à fait d’accord (19,9 %).

Selon la première enquête, la majorité s’oppose à l’expansion du nucléaire au moyen de PRM; dans la seconde, la majorité (du moins en Saskatchewan) soutient l’investissement dans les PRM. Il est permis de penser que la première enquête a utilisé une introduction biaisée. Elle laissait entendre que le refus de l’Ontario de raccorder de nouvelles énergies renouvelables au réseau et d’accepter des investissements à grande échelle dans les PRM était motivé par un parti pris idéologique, et non par des préoccupations liées à l’instabilité du réseau.

La Saskatchewan ne devrait pas être interprétée comme représentative de l’opinion nationale.^[45] On peut soutenir que les répondants ont été influencés par la perspective d’avantages économiques découlant de l’expansion du secteur provincial de l’uranium. De toute évidence, les réponses au sondage varient selon le contexte présenté. Si le Canada accepte la logique de l’expansion nucléaire, les dirigeants politiques devront organiser une vaste consultation publique.

Ne mettons pas tous nos œufs dans le panier de l’énergie éolienne et solaire

Le respect de l’Accord de Paris (limiter l’augmentation de la température à 1,5 °C) nécessite une coopération internationale ambitieuse, qui a fait défaut jusqu’à présent. Toutes les stratégies réalisables (voir encadré 1) exigent des pays à revenu élevé qu’ils investissent massivement dans plusieurs technologies, tout en reconnaissant les nombreuses incertitudes qu’elles posent. L’éolien et le solaire posent des problèmes liés au coût potentiellement élevé du stockage et à la résistance de l’opinion publique à l’égard d’un grand nombre d’éoliennes côtières et de grands parcs solaires. Après un siècle d’expansion de la capacité hydroélectrique, l’augmentation de l’énergie hydroélectrique au Canada nécessite la construction de barrages sur des sites moins productifs. Le nucléaire pose des problèmes en termes d’accidents, de stockage du combustible usé et d’opinion publique défavorable.

La projection de la REC implique que, d’ici 2050, un quart de la production d’électricité provienne de l’éolien et du solaire. À ce niveau de puissance non répartissable, le problème du « canard » pourrait bien être sérieux. Un scénario possible pour l’expansion du nucléaire au moyen de PRM consiste à maintenir, en 2050, la part répartissable de la production d’électricité en 2019. Après l’arrêt de la plupart des centrales à combustibles fossiles et la réalisation de l’augmentation prévue par la REC de l’énergie hydraulique, la construction de 47 centrales PRM de 300 MW réduirait la dépendance à l’énergie éolienne et solaire, et maintiendrait la puissance non répartissable à 5 % du portefeuille de sources d’énergie prévu par la REC.^[46] Ce scénario est l’un des nombreux possibles. Peut-être qu’après la construction de quelques PRM, leur CAE s’avérera beaucoup plus élevé que nos estimations, peut-être pas. Il se peut que le CAS de l’énergie éolienne et solaire diminue considérablement, ou non.

La réalisation d’un secteur électrique « carboneutre » d’ici 2050 nécessite une reconfiguration massive, que les Canadiens ont seulement commencé à entreprendre. En octobre 2022, Ottawa a fait un modeste versement pour diversifier son soutien financier aux énergies vertes : La Banque canadienne d’investissement investit 970 millions de dollars dans le premier PRM du Canada^[47]. De plus, l’Énoncé économique de l’automne^[48] a introduit un crédit d’impôt remboursable pouvant aller jusqu’à 30 % pour les investissements dans les technologies propres, y compris les PRM. Ces mesures sont les bienvenues de la part d’Ottawa, cependant l’énergie nucléaire est toujours exclue de certains programmes fédéraux de financement de l’énergie propre, comme le cadre de référence pour les obligations vertes. Un financement beaucoup plus important sera nécessaire pour s’assurer que nous ne mettons pas tous nos œufs dans le panier de l’éolien et du solaire.

Annexe 1 : Termes fréquemment utilisés dans les discussions sur les politiques relatives aux services publics d’électricité

Énergie répartissable / non répartissable^[49]

Une source d’électricité répartissable est une source de production d’électricité qui peut ajuster sa production d’énergie fournie au réseau électrique sur demande. Au Canada, nous disposons de trois sources répartissables : l’hydroélectricité, les centrales à énergie fossile (charbon, gaz, pétrole) et l’énergie nucléaire. La plupart des sources renouvelables, telles que l’énergie éolienne et solaire, ne sont pas répartissables. Elles ne peuvent produire de l’électricité que lorsque leur source d’énergie (vent ou soleil) est disponible. Elles peuvent être considérées comme répartissables si elles bénéficient d’un stockage adéquat de l’électricité produite.

Les sources répartissables doivent être capables de monter en puissance jusqu’à leur capacité maximale ou de s’arrêter relativement rapidement, en fonction de la demande d’électricité. Les différents types de centrales électriques ont des vitesses d’ajustement de la production différentes:

• Les turbines hydroélectriques sont capables d’ajuster leur production très rapidement, en moins d’une minute.
• Les turbines à gaz naturel peuvent généralement être augmentées ou réduites en quelques minutes.
• Les centrales nucléaires sont principalement destinées à fournir une énergie de base stable à la capacité prévue. Cependant, en France, 70 % de l’électricité provient du nucléaire, ce qui nécessite la capacité d’ajuster la production (p. ex. l’ajustement à l’utilisation en fonction de l’heure de la journée).

Pourquoi la puissance répartissable est-elle importante ?

• Adaptation de la charge : En général, la demande maximale se situe tôt le matin et le soir. Les besoins en électricité sont beaucoup moins importants la nuit que le jour. La capacité répartissable doit être suffisante pour répondre à la demande de pointe.
• Prévoir les délais de mise en service : Le délai de mise en service est le temps nécessaire à une centrale électrique pour atteindre la production souhaitée.
• Parer aux sources d’énergie intermittentes : Les sources non répartissables fournissent une électricité précieuse, mais elles ne fournissent pas d’électricité garantie, à moins que le secteur de l’électricité ne puisse fournir un stockage adéquat.

Capacité et facteur de capacité

Une centrale électrique est conçue avec une capacité de production, désignée par l’électricité produite en une heure dans des conditions optimales. L’Association internationale de l’énergie atomique définit les petits réacteurs nucléaires comme ceux dont la capacité est inférieure à 300 MW (c’est-à-dire capables de produire un maximum de 300 MWh en une heure).

Le facteur de capacité fait référence à la puissance attendue générée sur, par exemple, une année par rapport à la centrale produisant de l’énergie tout au long de l’année à la capacité prévue. Les centrales éoliennes et solaires ont un facteur de capacité d’environ 30 % , les centrales nucléaires d’environ 90 %.

Énergie de base / énergie de pointe

L’énergie de base est la capacité minimale nécessaire au réseau électrique sur une période donnée, par exemple une journée de 24 heures. Les centrales électriques de base sont conçues pour fonctionner à leur capacité optimale. En d’autres termes, elles ont un facteur de capacité élevé. Les trois principales sources d’énergie de base au Canada (hydroélectricité, combustibles fossiles et nucléaire) sont également répartissables, avec un potentiel de répartition variable. La demande fluctue tout au long d’une journée, de sorte que l’énergie de base ne suffit pas. Le réseau a besoin d’une énergie de pointe pour faire face aux pics de la demande. Le service public peut fournir de l’énergie de pointe à partir d’une centrale à coût élevé qui n’est pas utilisée habituellement; le service public peut acheter de l’énergie de pointe à un autre service public.

Coût actualisé de l’électricité (CAE) et coût actualisé de stockage (CAS)

Le coût actualisé de l’électricité est la mesure la plus fréquemment utilisée pour comparer le coût de l’électricité produite par des technologies de rechange. Généralement, le CAE est mesuré en dollars par mégawattheure (MWh) d’électricité produite par une centrale électrique donnée. L’intuition qui sous-tend la méthode des coûts actualisés consiste à définir un prix constant par MWh d’électricité produite par une centrale donnée pendant sa durée de vie estimée, de sorte que la valeur actuelle des revenus générés soit égale à la valeur actuelle des coûts prévus pour la durée de vie de la centrale (capital + coûts d’exploitation).

Comme dans tout exercice d’actualisation, le CAE calculé varie en fonction du taux d’actualisation. Les valeurs actualisées des coûts d’investissement initiaux ne varient pas beaucoup avec le taux d’actualisation. En revanche, la variation du taux d’actualisation a un impact considérable sur la valeur actuelle des revenus générés sur plusieurs décennies. Par conséquent, plus le taux d’actualisation est élevé, plus le CAE est élevé. Le coût actualisé de stockage (CAS) pour un service public dépend des options de stockage disponibles. Le CAS est une moyenne calculée de la même manière que le CAE.

Captage et le stockage du carbone (CSC)

La dépendance continue à l’énergie fossile répartissable appelle à l’élimination des émissions de GES dans le réseau électrique, mais uniquement si le carbone est extrait des gaz qui s’échappent de la centrale et enterré. L’extraction est possible, mais elle est actuellement coûteuse.

Mégawattheure (MWh), térawattheure (TWh), kilowattheure (KWh)

Le watt est une unité d’énergie. Une ampoule incandescente de 100 watts allumée pendant une heure consomme 100 wattheures. Si elle est allumée pendant dix heures, elle consomme 1 000 wattheures, soit un kilowattheure d’électricité. Un mégawattheure d’électricité correspond à un million de watts par heure; un térawattheure correspond à mille milliards de watts par heure.

Sources d’énergie renouvelables. Sources d’énergie qui ne sont pas épuisées par leur utilisation. Elles comprennent la bioénergie, la géothermie, l’hydroélectricité, l’énergie solaire photovoltaïque, l’énergie solaire de concentration, l’énergie éolienne et l’énergie marine (marées et vagues).

Annexe 2 : Lexique des conceptions de réacteurs nucléaires

REL – Réacteur à eau légère. Il s’agit du type de réacteur le plus courant, utilisé dans le monde entier. Il utilise de l’eau normale, par opposition à l’eau lourde, comme caloporteur et modérateur de neutrons. Le combustible du réacteur est utilisé comme forme solide d’éléments fissiles. Les conceptions de PRM reprennent généralement ce vieux concept de réacteur et le simplifient en supprimant les composantes inutiles. Ces réacteurs ont tendance à être plus simples et moins chers à construire que les autres types de réacteurs.

REP – Réacteur à eau pressurisée. Il s’agit du type de réacteur à eau légère le plus courant. Dans un REP, le principal agent de refroidissement est l’eau, qui est pompée sous haute pression vers le cœur du réacteur où elle est chauffée par la fission d’atomes. L’eau chauffée et sous haute pression est ensuite acheminée vers un générateur de vapeur, où elle produit de la vapeur qui fait tourner une turbine.

RRRS – Réacteur rapide refroidi au sodium. Ce réacteur avancé (Gen 4) utilise du métal liquide (sodium) comme liquide de refroidissement au lieu de l’eau, qui est utilisée dans la plupart des réacteurs en service aujourd’hui. L’utilisation de métal liquide permet au caloporteur de fonctionner à des températures plus élevées et à une pression plus faible que dans les réacteurs actuels. Cela améliore l’efficacité et la sécurité du système. Le RRRS utilise un spectre de neutrons rapides, ce qui signifie que les neutrons peuvent provoquer la fission sans avoir à être d’abord ralentis comme dans les réacteurs actuels. Les réacteurs rapides ont des flux de déchets considérablement réduits par rapport à nos réacteurs actuels.

RSS-BD – Réacteur à sels stables-Brûleur de déchets. Ce type avancé (Gen 4) est un hybride entre les types de combustibles des réacteurs à eau légère et les approches traditionnelles des réacteurs à sels fondus. Dans le RSS-BD, le mélange de combustible liquide à sels fondus est contenu dans des assemblages de combustible très similaires à la technologie actuelle des réacteurs à eau légère et sont immergés dans un bassin de refroidissement de sels liquides purs. Il s’agit également d’un réacteur rapide qui pourrait utiliser des déchets nucléaires canadiens recyclés existants comme combustible.

1. Cet article a été initialement publié par l’Institut CD Howe (15 novembre 2022), en ligne : <www.cdhowe.org/public-policy-research/power-when-you-need-it-case-small-nuclear-reactors>. Les auteurs remercient Charles DeLand, Benjamin Dachis, Alexandre Laurin, Chris Benedetti, Dave Collyer, Laurie Pushor, Gary Rose et les évaluateurs anonymes pour leurs commentaires sur une version antérieure. Les auteurs restent responsables des erreurs et des opinions exprimées. L’Institut C.D. Howe ne prend pas position sur les questions de politique.

*John Richards est professeur émérite à l’Université Simon Fraser et chercheur en résidence à l’Institut C.D. Howe.

Christopher Mabry, titulaire d’une maîtrise en politique publique de l’université Simon Fraser, est analyste politique au sein du gouvernement du Canada.

2. Nous remercions les évaluateurs anonymes pour leurs nombreux commentaires judicieux sur les versions antérieures. De plus, nous remercions Esam Hussein pour ses conseils tout au long de la préparation du manuscrit.
3. « World Energy Outlook » (dernière consultation le 27 octobre 2022) à la p 121, en ligne (pdf) : Agence internationale de l’énergie <iea.blob.core.windows.net/assets/830fe099-5530-48f2-a7c1-11f35d510983/WorldEnergyOutlook2022.pdf>; « Net Zero by 2050 : A Roadmap for the Global Energy Sector » (dernière consultation le 27 octobre 2022), en ligne (pdf) : <iea.blob.core.windows.net/assets/deebef5d-0c34-4539-9d0c-10b13d840027/NetZeroby2050-ARoadmapfortheGlobalEnergySector_CORR.pdf>.
4. Le Parlement a approuvé la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité en 2021.
5. « OPG advances clean energy generation project » (2 décembre 2021), en ligne : OPG <www.opg.com/media_releases/opg-advances-clean-energy-generation-project/>.
6. Régie de l’énergie du Canada – La Régie, en ligne : <www.cer-rec.gc.ca/fr/regie/index.html>.
7. Par rapport à la production actuelle d’électricité au Canada, Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) prévoit au moins un doublement de la production d’ici 2050; voir « Un environnement sain et une économie saine » (2021), en ligne : ECCC <www.canada.ca/fr/services/environnement/meteo/changementsclimatiques/plan-climatique/survol-plan-climatique/environnement-sain-economie-saine.html>.
8. « Fiche de renseignements Avenir énergétique du Canada en 2021 : Électricité – Production totale selon la source d’énergie – Scénario d’évolution des politiques » (dernière consultation le 25 juin 2022), en ligne : REC <www.cer-rec.gc.ca/fr/donnees-analyse/avenir-energetique-canada/2021/index.html>.
9. Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, « Summary for Policymakers » (2018) in Global Warming of 1.5°C, en ligne: <www.ipcc.ch/sr15/chapter/spm/>. Rapport spécial du GIEC sur les incidences d’un réchauffement planétaire de 1,5 °C au-dessus des niveaux préindustriels et sur les trajectoires d’émissions de gaz à effet de serre au niveau mondial de l’ère préindustrielle et les trajectoires d’émissions de gaz à effet de serre au niveau mondial, dans le cadre du renforcement de la réponse à la menace du changement climatique, au développement durable et aux efforts d’éradication de la pauvreté.
10. Ibid at 14.
11. L’annexe 1 définit plusieurs concepts communs aux discussions sur les politiques d’ingénierie. La première fois qu’un terme défini dans l’annexe 1 apparaît dans le texte, il est mis en gras.
12. Secrétariat de la Feuille de route des PRM, « Appel à l’action : Feuille de route des petits réacteurs modulaires » (novembre 2018), en ligne (pdf) : <feuillederouteprm.ca/wp-content/uploads/2018/11/SMRroadmap_FR_nov6_Web.pdf?x93402>.
13. Agence internationale de l’énergie et Agence de l’OCDE pour l’énergie nucléaire « Projected Costs of Generating Electricity » (2020), en ligne : <iea.blob.core.windows.net/assets/ae17da3d-e8a5-4163-a3ec-2e6fb0b5677d/Projected-Costs-of-Generating-Electricity-2020.pdf>.
14. Supra note 12 à la p 33. CAE à un taux d’actualisation de 6 %. Le Comité directeur a utilisé les données de 2018, tandis que les données de l’AIE sont pour 2020. L’indice canadien des prix des machines et équipements est resté stable sur les deux années 2018 à 2020 (juin 2018 91,4, juin 2020 88,3).
15. Supra note 13 à la p 14. Coûts actualisés à un taux d’actualisation de 7 %.
16. Ibid.
17. Ibid.
18. Ibid à la p 14, 103. Coûts actualisés à un taux d’actualisation de 7 %.
19. Ibid.
20. Le même argument d’augmentation du CAE due à une production inférieure à l’optimum s’applique au nucléaire. L’AIE estime que le CAE d’un nouveau réacteur se situe entre 65 et 90 dollars canadiens par MWh s’il fonctionne à 90 % de sa capacité. La fourchette de CAE passe à 90–125 dollars canadiens s’il fonctionne à 60 %. Ibid à la p 16.
21. Ibid au ch 6.
22. L’un des avantages de l’analyse coûts-avantages du barrage du site C réalisée par BC Hydro est l’augmentation du stockage en vue de l’expansion prévue des énergies renouvelables au cours des trois prochaines décennies.
23. « Déclaration d’intention conjointe entre le gouvernement du Canada et le gouvernement de la république fédérale d’Allemagne concernant la création d’une alliance entre le Canada et l’Allemagne pour l’hydrogène » (2022), en ligne RNCan : <ressources-naturelles.canada.ca/changements-climatiques/lavenir-vert-canada/strategie-relative-lhydrogene/declaration-dintention-conjointe-entre-le-gouvernement-du-canada-et-le-gouvernement-d/24608>.
24. « Can Europe go green without nuclear power » (15 août 2021), en ligne : The Economist <www.economist.com/graphic-detail/2021/08/15/can-europe-go-green without-nuclear-power>; « Why Germans remain so jittery about nuclear power » (8 janvier 2022), en ligne : The Economist <www.economist.com/europe/2022/01/08/why-germans-remain-so-jittery-about-nuclear-power>; « Europe reconsiders its energy future » (5 mars 2022), en ligne : The Economist <www.economist.com/business/2022/03/05/europe-reconsiders-its-energy-future>; Patrick Wintour, « ‘We were all wrong’: How Germany got hooked on Russian energy », (2 juin 2022), en ligne : The Guardian <www.theguardian.com/world/2022/jun/02/germany dependence-russian-energy-gas-oil-nord-stream>.
25. Joanne Liou, « Que sont les petits réacteurs modulaires (PRM) ? » (4 novembre 2021), en ligne : Agence internationale de l’énergie atomique <www.iaea.org/fr/newscenter/news/que-sont-les-petits-reacteurs-modulaires-prm>.
26. Le réacteur BWRX-300, qu’Ontario Power Generation (OPG) a l’intention de déployer près de sa centrale nucléaire de Darlington, est plus simple que les plus grands réacteurs. Il y a moins de composantes, moins de béton, d’acier, etc. par MW de capacité de production. Les composantes clés, comme le caisson du réacteur et les systèmes de turbines, peuvent être obtenues de plus de fournisseurs que dans les cas des grands réacteurs.
27. Esam M.A. Hussein, « Emerging small modular nuclear power reactors: A critical review » (décembre 2020), en ligne : <www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2666032620300259>; Giorgio Locatelli, Chris Bingham, and Mauro Mancini, « Small modelar reactors: A comprehensive overview of their economics and strategic aspects» (mai 2014), en ligne: < www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0149197014000122>.
28. International Atomic Energy Agency, « Advances in small modular reactor technology developments » (2018), en ligne (pdf): <aris.iaea.org/Publications/SMR-Book_2018.pdf>; Esam M.A. Hussein, « Design features of small reactors for sitributed energy production » (2022) 41^e conférence annuelle de la Société Nucléaire Canadienne et 46^e conférence annuelle CNS/ CNA. Manuscrit disponible auprès de l’auteur.
29. Agence Internationale de l’énergie atomique, ibid.
30. Hussein, supra note 27.
31. « China is Home to World’s First Small Modular Nuclear Reactor » (20 décembre 2021), en ligne : Bloomberg <www.bloomberg.com/news/articles/2021-12-21/new-reactor-spotlights-china-s-push-to-lead-way-in-nuclear-power>.
32. « Demonstration HTR-PM connected to grid » (décembre 2021), en ligne : World Nuclear News <www.world-nuclear-news.org/Articles/Demonstration-HTR-PM-connected-to-grid>.
33. Bhavini, « Global First Power plans to deploy a small modular reactor in Canada by 2026 » (novembre 2021), en ligne : Prospero Events Group <www.prosperoevents.com/global-first-power-plans-to-deploy-a-small-modular-reactor-in-canada-by-2026>.
34. « Advanced Reactor Demonstration Program » (novembre 2021), en ligne : X-Energy <x-energy.com/ardp>.
35. « Deal signed for nuclear to power Russian gold mine » (janvier 2022), en ligne : World Nuclear News <www.world-nuclear-news.org/Articles/Deal-signed-for-nuclear-to-power-Russian-gold-mine>.
36. « OPG advances clean energy generation project » (décembre 2021), en ligne : Ontario Power Generation <www.opg.com/media_releases/opg-advances-clean-energy-generation-project>.
37. « Projects », en ligne: NuScale Power <www.nuscalepower.com/en/projects>.
38. « Interprovincial Strategic Plan for Deployment of Small Modular Reactors in Canada » (8 avril 2022), en ligne : ARC Clean Technology <www.arcenergy.co/news/59/39/Interprovincial-Strategic-Plan-for-Deployment-of-Small-Modular Reactors-inCanada>.
39. « Moltex receives $50.5M from Government of Canada for small modular reactor » (18 mars 2021), en ligne : Moltex Energy <www.moltexenergy.com/moltex-receives-50-5m-from-government-of-canada-for-small-modular-reactor/>.
40. « French-developed SMR design unveiled » (17 septembre 2019), en ligne : World Nuclear News <world-nuclear-news.org/Articles/French-developed-SMR-design-unveiled>.
41. « UK SMR to start regulatory process this autumn » (17 mai 2021), en ligne : World Nuclear News <www.world-nuclear-news.org/Articles/UK-SMR-to-start-regulatory-process-this-autumn>.
42. Hannah Ritchie, « What was the death toll from Chernobyl and Fukushima? » (24 juillet 2017), en ligne : Our World in Data <ourworldindata.org/what-was-the-death-toll-from-chernobyl-and-fukushima>.
43. « Fukushima Daiichi Accident » (mise à jour août 2023), en ligne : World Nuclear Association <world-nuclear.org/information-library/safety-and-security/safety-of-plants/fukushima-daiichi-accident.aspx>.
44. Saeid Saeb et Stanley J. Patchet, « Radioactive Waste Disposal (Geology) » (2003) Radioactive Waste Disposal in Encyclopedia of Physical Science and Technology (third edition) à la p 633–41, en ligne : <www.sciencedirect.com/topics/engineering/deep-geological-disposal>
45. La Saskatchewan est la province dont les répondants se sont montrés les plus favorables aux ERMG lors de la première enquête. La réponse provinciale La réponse de la province lors de la première enquête était de 40 % « dans le bon sens », la part la plus élevée parmi les provinces.
46. Sur la base des projections de la REC, la part de l’électricité produite pouvant être répartie diminue de 94,5 % en 2019 à 76,3 % en 2050. Supposons que la projection de la REC pour 2050 concernant l’électricité répartissable soit de 625 TWh (y compris le coûteux gaz avec CSC). Deuxièmement, supposons que l’énergie éolienne et solaire en 2050 sera de 45 TWh. Cela maintient 5,5 % d’énergie non répartissable. Troisièmement, supposons que les PRM fournissent l’électricité résiduelle pouvant être répartie afin de maintenir la part répartissable de 2019 en 2050. Selon ces hypothèses, le Canada aurait besoin de 47 PRM (chacun ayant une capacité de 300 MW et un facteur de capacité de 85 %).
47. « La BIC engage 970 millions de dollars pour le premier petit réacteur modulaire du Canada » (25 octobre 2022), en ligne : Banque de l’infrastructure du Canada <cib-bic.ca/fr/medias/articles/la-bic-engage-970-millions-de-dollars-pour-le-premier-petit-reacteur-modulaire-du-canada>.
48. « Énoncé économique de l’automne 2022 » (2022) à la p 30, en ligne : Gouvernement du Canada <www.budget.canada.ca/fes-eea/2022/report-rapport/toc-tdm-fr.html>.
49. Pour plusieurs éléments du glossaire, nous avons adapté la description à partir d’un texte public préparé par l’Université de Calgary.