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ARCHIVÉ - Vers un bilan zéro

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Aperçu d’un bilan zéro

Le Canada a récemment dévoilé des engagements plus ambitieux en matière de changements climatiques, notamment le dépassement des cibles d’émissions de 2030 et l’atteinte de la carboneutralité en 2050. Sur la scène internationale, le mouvement vers la lutte contre les changements climatiques continue de s’accélérer, renforçant ainsi l’engagement pris à l’échelle mondiale dans l’Accord de Paris de 2015 d’atteindre la neutralité carbone dans la deuxième moitié du siècle27. Le plan du Canada pour atteindre cet objectif en 2050, toujours en cours d’élaboration, établira des cibles de réduction des émissions sur cinq ans juridiquement contraignantes, fondées sur des conseils d’experts et des consultations menées auprès des Canadiens28.

Les projections du scénario Évolution présentées dans la section « Résultats » révèlent des changements importants à la grandeur de la filière énergétique. Ces changements reflètent l’hypothèse fondamentale du scénario, à savoir que l’action climatique continue de s’intensifier, au moment où les efforts du Canada suivent ceux déployés à l’échelle mondiale vers une transition énergétique. Même si le scénario Évolution présente un portrait énergétique très différent de celui d’aujourd’hui, les combustibles fossiles constituent tout de même la plus grande composante du bouquet énergétique du Canada en 2050 et ces combustibles ne sont pas complètement dissociés des émissions grâce à des technologies comme le captage, l’utilisation et le stockage du carbone.

Étant donné que le scénario Évolution maintient le rythme récent des changements en matière de transition énergétique au Canada, le recours continu aux combustibles fossiles est un facteur important. Pour que le Canada atteigne ses objectifs de 2050, la cadence de la transition énergétique devra dépasser les seuils indiqués dans le scénario Évolution. La présente section traite des implications d’aller au-delà du scénario Évolution et d’amener la filière énergétique à la neutralité carbone. Nous commençons par définir la notion de « neutralité carbone » ou « zéro émissions nettes ». Ensuite, pour mieux comprendre ce qu’une transition énergétique carboneutre pourrait signifier pour différents pans de l’économie, nous nous attachons à trois composantes du portrait énergétique du Canada : le transport routier des passagers, les sables bitumineux et les collectivités éloignées et du Nord. Pour chaque élément, nous faisons le point sur la situation actuelle et examinons les facteurs à prendre en considération dans la transition énergétique et les voies possibles à suivre, ainsi que les incertitudes liées à cette transition.

Qu’entend-on par « neutralité carbone »?

La neutralité carbone, aussi désignée « carboneutralité » et « zéro émissions nettes » de GES signifie qu’il y a équilibre entre l’émission et l’élimination des GES d’origine humaine dans l’atmosphère. Elle ne veut pas pour autant dire qu’il faille nécessairement éliminer toutes les émissions partout. On peut plutôt équilibrer les émissions résiduelles en améliorant les puits biologiques et les technologies à émissions négatives. Pour un complément d’information, voir l’encadré « Élimination des gaz à effet de serre ».

La figure BZ.1 illustre de façon hypothétique des émissions nettes de GES au fil du temps, qui sont nulles en 2050. Dans cette illustration, la réduction des émissions par rapport au scénario de référence du maintien du statu quo (« atténuation ») après 2020 s’accélère avec le temps, à mesure que des technologies à émissions négatives sont mises au point et commercialisées, et que les puits biologiques sont améliorés.

De rapports récents, dont le rapport spécial du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (« GIEC »), intitulé Réchauffement de 1,5 ° C de la planète (en anglais), indiquent qu’il est probable qu’il soit nécessaire d’atteindre zéro émissions nettes de GES à la grandeur de l’économie mondiale pour stabiliser les températures moyennes à la surface de la planète et éviter les pires effets des changements climatiques. Cela comprend les émissions provenant de l’utilisation des terres, de l’agriculture et de la production industrielle, en plus de la filière énergétique. Les cibles climatiques internationales, comme limiter l’augmentation de la température à l’échelle du globe bien en deçà de 2 °C, exigeront probablement que le secteur énergétique atteigne zéro émissions nettes (ou même des émissions nettes négatives) plus tard au cours du siècle29. Les cibles de neutralité carbone donnent un point de convergence utile pour rattacher les cibles de température mondiales et leurs répercussions sur la transformation de la filière énergétique du Canada.

Figure BZ.1 : Exemple illustrant le bilan des émissions de GES restantes après le recours à des technologies d’atténuation et à émissions négatives Figure BZ1 : Exemple illustrant le bilan des émissions de GES restantes après le recours à des technologies d’atténuation et à émissions négatives
Description

Cette figure est un schéma conceptuel de la transition vers un bilan net zéro d’émissions de gaz à effet de serre de 2010 à 2050. Les années sont indiquées sur l’axe horizontal, tandis que l’axe vertical montre les émissions de gaz à effet de serre, les émissions positives étant illustrées au-dessus de l’axe horizontal et les émissions négatives, au-dessous. L’illustration comporte trois zones et sur le graphique, deux lignes, chacune représentant les trajectoires des émissions de gaz à effet de serre au fil du temps. En premier lieu, l’une des lignes du graphique représente les émissions à partir de 2020 dans le cas du « statu quo », c'est-à-dire du maintien des niveaux passés. En second lieu, on trouve deux zones illustrant respectivement la prise de mesures d’atténuation des GES et les émissions restantes. Une troisième zone, sous l’axe horizontal, montre l’absorption croissante des émissions dans les années à venir. En dernier lieu, le graphique comporte une ligne d’émissions nettes qui reculent, des niveaux actuels à zéro émission en 2050.

  • Évolution des émissions selon le statu quo. Représente la trajectoire d’émissions de GES hypothétiques si on ne continue pas à les réduire.

  • Mitigation. Représente les réductions des émissions de GES par rapport à la trajectoire du maintien du statu quo.

  • Émissions restantes. Émissions de GES restantes après les mesures d’atténuation.

  • Absorption d’émissions. Absorption de GES par des technologies à émissions négatives ou des puits biologiques améliorés.

  • Émissions nettes. Équilibre entre les émissions restantes et l’absorption d’émissions.


Qu’est-ce que cela implique?

L’équilibre exact entre l’élimination et l’émission de GES dans l’atmosphère en 2050 n’est pas encore net30. Les technologies qui consomment de l’énergie et leur rôle dans l’économie sont incertains, tout comme leur profil général concernant les émissions. Le recyclage et l’élimination du carbone de l’atmosphère seront des activités importantes. Cependant, l’ampleur de l’amélioration des puits biologiques et du déploiement de technologies à émissions négatives demeure incertaine, et est actuellement mise en doute en raison du risque élevé perçu et des incertitudes entourant le marché31.

Ce qui est certain, c’est que la probabilité que le Canada atteigne son objectif ambitieux de zéro émissions nettes augmente à mesure que les émissions du secteur énergétique baissent. Plus de 80 % des émissions de GES du Canada sont actuellement associées à la filière énergétique. Compte tenu de la diversité des profils actuels et passés du pays en matière d’énergie et d’émissions, une réduction considérable des émissions à la grandeur de ce secteur et de l’économie canadienne sera vraisemblablement nécessaire pour atte indre la neutralité carbone. La figure BZ.2 compare les émissions passées à des niveaux hypothétiques de réduction de 30 %, 60 % et 90 % et montre l’énorme écart entre les niveaux actuels et les réductions importantes qui pourraient être requises pour réaliser cet objectif, selon une étude récente32.

Figure BZ.2 : Émissions canadiennes passées de GES par rapport aux réductions implicites de 30 %, 60 % et 90 %, par secteur (a) et par habitant (b) Figure BZ2 Émissions canadiennes passées de GES par rapport aux réductions implicites de 30 %, 60 % et 90 %, par secteur (a) et par habitant (b)
Description

Cette figure compare les émissions passées à des niveaux hypothétiques de réduction de 30 %, 60 % et 90 % par rapport à 2005, et montre l’énorme écart entre les niveaux actuels et les réductions importantes qui pourraient être requises pour réaliser cet objectif, selon une étude récente. La figure (a) illustre les émissions totales par secteur en 1990 (603 Mt), en 2005 (730 Mt) et en 2018 (729 Mt).

La figure (b) indique les émissions par personne en 1990 (12,8 tonnes), en 2005 (22,6 tonnes) et en 2018 (19,7 tonnes).

Afin de réduire considérablement les émissions de la filière énergétique, plusieurs dynamiques complémentaires devront probablement jouer un rôle prépondérant. Il sera essentiel d’accroître la part des sources d’énergie sans carbone et sobres en carbone, comme l’électricité à faibles émissions de carbone, utilisées dans l’ensemble de l’économie, tout comme l’apport des solutions démontrées dans les tendances actuelles en matière d’efficacité énergétique33. Malgré d’énormes améliorations sur le plan de l’économie d’énergie et de l’efficacité énergétique, les études révèlent que l’abandon des combustibles fossiles pour les remplacer par des solutions de rechange à faibles émissions de carbone sera crucial pour la décarbonisation profonde et à long terme de l’économie canadienne34.

Certains usages de l’énergie, comme le transport de personnes, pourraient être relativement simples à décarboniser de façon économique d’ici 2050. Dans le cas d’autres sources d’énergie qui produisent des émissions, comme la production d’acier et de ciment, il est peu probable que ces émissions puissent être éliminées complètement. Elles sont susceptibles de persister, même après avoir fait de gros efforts d’atténuation, ce qui fait ressortir le rôle que pourrait jouer l’élimination des émissions de GES.

Élimination des émissions de gaz à effet de serre

Les technologies à émissions négatives et les puits biologiques améliorés retirent le CO2 de leur source et de l’atmosphère et le stockent dans des réservoirs terrestres, océaniques ou géologiques1. Bien que ces méthodes soient hypothétiquement prometteuses, la plupart des évaluations concourent pour que les technologies à émissions négatives, en particulier, ne remplacent pas les méthodes classiques d’atténuation et d’adaptation, en raison des coûts élevés, du potentiel de risques et des incertitudes en jeu2. Une adoption à grande échelle de technologies à émissions négatives pourrait exiger une demande accrue d’énergie à faibles émissions de carbone, comme l’électricité et la biomasse durable. Il s’agit d’un élément important à prendre en considération dans une future filière énergétique carboneutre.

Méthodes d’élimination des GES notables :

  • Reboisement et boisement3 : Le carbone peut être emprisonné dans la biomasse par le repeuplement de forêts et de terrains boisés existants qui ont été épuisés ou par l’introduction d’arbres dans des zones qui n’ont jamais été boisées.

  • Séquestration du carbone dans le sol4 : Le carbone peut être absorbé de l’atmosphère et stocké dans des bassins de carbone du sol, principalement sous forme de carbone organique. Il existe diverses méthodes pour arriver à cette fin, notamment la remise en état de sols dégradés ou l’adoption à grande échelle de méthodes de conservation des sols en agriculture, par exemple, en réduisant la perte de carbone du sol dans certaines circonstances par le passage du travail du sol à la culture sans labour.

  • Bioénergie avec captage et stockage du carbone5 : Le carbone peut être capté et stocké grâce au stockage géologique ou à l’épandage sur le sol, l’énergie étant extraite de la biomasse par combustion, fermentation ou d’autres méthodes de conversion. Les facteurs qui limitent le recours à la bioénergie avec captage et stockage du carbone sont la disponibilité et la durabilité de la biomasse comme charge d’alimentation et la disponibilité de la capacité de stockage.

  • Captage direct dans l’air : Le carbone peut être capté au moyen de processus thermochimiques à des concentrations atmosphériques (plutôt qu’à des sources ponctuelles) pour produire un flux concentré de CO2. Il peut ensuite être séquestré (entraînant ainsi une absorption des émissions) ou utilisé pour produire des combustibles synthétiques neutres en carbone. Le captage direct dans l’air étant énergivore, son résultat net sur les émissions dépend en grande partie de l’intensité carbonique de son combustible.
  • (1) IPCC AR5 – Assessing Transformation Pathways.
  • (2) IPCC AR5 – Assessing Transformation Pathways.
  • (3) IPCC AR5 – Agriculture, Forestry and Other Land Use.
  • (4) IPCC AR5 – Agriculture, Forestry and Other Land Use.
  • (5) Pour un examen de la recherche sur la bioénergie avec captage et stockage du carbone et le captage direct dans l’air, voir la section 6.9 de l’IPCC AR5 intitulée Assessing Transformation Pathways.


Regard sur l’avenir

Il est manifeste que le Canada devra combiner combustibles sobres en carbone et efficacité énergétique à l’avenir; ce qui est moins évident, c’est la forme que prendra cet agencement. L’atteinte des cibles de neutralité carbone nécessitera une réduction considérable des émissions et l’absorption d’émissions de GES.

Dans le reste de la présente section, nous nous attardons sur les répercussions d’une transition vers une cible de neutralité carbone dans trois segments de la filière énergétique du Canada : le transport routier des passagers, les sables bitumineux et les collectivités éloignées et du Nord. Ces trois pans présentent une foule de défis et de possibilités dans la transition vers une filière énergétique à zéro émissions nettes. Leur analyse donne une idée de l’incidence d’une telle transition sur différentes composantes de la filière énergétique et fait ressortir quelques renseignements clés :

  • Le développement continu des technologies à faibles émissions de carbone sera essentiel à l’atteinte des objectifs de 2050. Notre analyse des trois composantes fait état de nombreuses technologies qui pourraient aider à réduire les émissions à divers degrés. Dans une filière énergétique carboneutre, l’équipement et les procédés employés pour fournir de l’énergie seront très différents de ceux d’aujourd’hui. Le rythme auquel les facteurs économiques s’améliorent pour des technologies comme les véhicules à émission zéro, les procédés de production sobres en carbone pour les sables bitumineux et la fiabilité de l’énergie à faible teneur en carbone pour les collectivités éloignées constitue un élément déterminant qui dictera le cheminement du Canada vers ses objectifs de 2050. La plupart de ces technologies consisteront en une réduction de la consommation de combustibles fossiles ou en une augmentation des sources d’énergie à émissions faibles ou nulles, ou les deux.

  • Les politiques seront un agent de changement de premier ordre. Les politiques gouvernementales joueront un rôle de premier plan dans la mise en place de mesures incitatives qui favoriseront l’adoption et la mise au point des technologies qui sont nécessaires. En l’absence de signaux politiques qui imposent une exigence ou valorisent la réduction ou l’élimination des émissions de GES, il est peu probable que les changements requis surviendront. Les politiques seront un agent du changement déterminant, certes, mais d’autres pourraient jouer un rôle important, notamment les préférences des consommateurs, les priorités des investisseurs et les considérations environnementales, sociales et de gouvernance, l’évolution des marchés énergétiques nationaux et mondiaux et les préoccupations régionales uniques. Pour que les politiques soient efficaces, elles devront tenir compte de ces éléments.

  • L’évolution de chaque composante de la filière énergétique dépendra de leurs particularités et des tendances nationales et internationales. Nous avons analysé trois composantes du portrait énergétique canadien de façon relativement isolée. Or, chacune d’elles est fortement tributaire de nombreux autres facteurs, qui débordent leur propre consommation d’énergie et leurs propres procédés de production. Dans le cas de l’exploitation des sables bitumineux, l’évolution de l’offre et de la demande d’énergie à l’échelle mondiale, qui déterminent les prix sur le marché, sera critique pour son avenir. En ce qui concerne le transport de personnes, les préférences des consommateurs, ainsi que l’établissement d’un marché mondial pour les véhicules à zéro émission, aideront à déterminer la composition future du parc de véhicules et la consommation d’énergie. Nombreux sont les enjeux sociaux et environnementaux importants des collectivités éloignées et du Nord, comme la qualité de l’air local, la fiabilité et le coût abordable de l’énergie; ce seront des facteurs clés de la transition énergétique.

Points saillants des domaines d’intérêt

Transport routier des passagers

  • Les tendances futures en matière de transport seront dictées par une combinaison de coûts des technologies, de préférences des consommateurs et de politiques.

  • Étant donné la part prépondérante que jouent les produits pétroliers dans les transports aujourd’hui, le scénario Évolution mise sur un changement majeur dans le transport des personnes : environ la moitié des nouveaux véhicules personnels vendus en 2050 sont des véhicules à zéro émission. Si leurs coûts diminuent plus rapidement, leur pénétration du marché est encore plus forte.

Sables bitumineux

  • Diverses solutions technologiques émergentes s’offrent pour réduire les émissions liées à l’exploitation des sables bitumineux.

  • Le marché plus vaste du pétrole brut, y compris la demande de produits pétroliers et les répercussions sur les prix du marché, ainsi que la compétitivité relative des sables bitumineux, seront des facteurs de premier plan dans les décisions d’investir ou non dans ces technologies.

  • Les considérations environnementales, sociales et gouvernance pourraient s’inviter de plus en plus dans l’adoption de technologies de réduction des émissions pour l’exploitation des sables bitumineux.

Collectivités éloignées et du Nord

  • Les collectivités éloignées et du Nord ont des réseaux énergétiques uniques et comptent davantage sur les produits pétroliers raffinés, comme le diesel, qu’ailleurs au Canada.

  • Bon nombre des avancées technologiques dans la filière énergétique en général, comme l’amélioration de l’efficacité énergétique et la baisse des coûts des énergies renouvelables, pourraient les aider à transformer leur bouquet énergétique. Toutefois, leurs besoins et leurs priorités particuliers influeront sur la façon dont ces changements peuvent être adoptés.

  • Les collectivités éloignées et du Nord sont très différentes. Les coûts élevés de l’énergie, l’accès limité au transport, le climat froid, la qualité de l’air à l’échelle locale et le maintien de la fiabilité du réseau sans être raccordés aux réseaux nord-américains d’électricité ou de gaz naturel ne sont que quelques-uns des enjeux qui ont de l’importance pour ces collectivités. Les options en matière de réduction des GES devront refléter cette diversité et ces enjeux.
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Transport routier des passagers



Profil énergétique du transport routier des passagers

Le secteur des transports est une importante source de demande d’énergie au Canada et regroupe de multiples sous-secteurs, en l’occurrence le transport des passagers, le transport des marchandises, le transport maritime et le transport aérien. La présente section s’intéresse au transport routier des passagers.

En 2018, la consommation d’énergie du secteur des transports a totalisé 2 840 PJ, soit près de 23 % de toute l’énergie consommée au Canada. De ce total, le transport des passagers autre qu’aérien comptait pour 1 170 PJ, soit 41 % de la consommation totale d’énergie de ce secteur, composée à 95 % de combustibles fossiles et en presque totalité d’essence. Étant donné la grande quantité de combustibles fossiles consommés par ce secteur, l’atteinte de la neutralité carbone suppose un changement majeur.

Dans le scénario Évolution de l’Avenir énergétique 2020, le transport de passagers opère un changement profond. La part des biocarburants mélangés à l’essence et au diesel augmente, l’économie de carburant s’améliore et, à long terme, les véhicules électriques occupent une part notable des ventes totales de véhicules. Cependant, comme on l’a vu dans le chapitre précédent, même si la consommation de combustibles fossiles diminue dans le secteur des transports, ces combustibles demeurent bien présents en 2050. La présente section examine la possibilité de changements encore plus profonds dans le secteur des transports dans l’optique d’atteindre zéro émissions nettes en 2050 au Canada. Nous nous concentrons particulièrement sur le transport par véhicule personnel et la transition des véhicules à combustibles fossiles classiques aux véhicules électriques.

Figure PT.1 : Augmentation de la part des ventes totales de VUS au Canada et diminution de celle des voitures Figure PT1 – Augmentation de la part des ventes totales de VUS au Canada et diminution de celle des voitures
Description

Figure PT.1 : Augmentation de la part des ventes totales de VUS au Canada et diminution de celle des voitures Le graphique ventile les ventes de véhicules selon le type, de 2011 à 2018. Les ventes de voitures ont régressé, de 42 % qu’elles représentaient en 2011 à 30 % en 2018. Les ventes de VUS ont pour leur part augmenté, passant de 33 % en 2011 à 45 % en 2018. Enfin, les ventes de camions sont demeurées relativement stables à 25 % durant la même période.

Figure PT.2 : Hypothèse d’une diminution plus rapide des coûts des batteries dans le scénario Évolution par rapport au scénario de référence Figure PT2 : Hypothèse d’une diminution plus rapide des coûts des batteries dans le scénario Évolution par rapport au scénario de référence
Description

Ce graphique ventile la baisse des coûts des batteries tout au long de la période de projection. Dans le scénario Évolution, ces coûts diminuent, passant de 156 $/kWh en 2019 à 63 $/kWh en 2050; le scénario de référence mise plutôt sur un coût de 101 $/kWh. Selon le scénario Cible, le coût des batteries diminuent rapidement pour s’établir à 60 $/kWh en 2030 et à 50 $/kWh en 2050.



Considérations relatives à la transition énergétique

De nombreux facteurs ont influé et continueront d’influer sur l’évolution de la consommation d’énergie dans les choix des véhicules personnels. Voici certains des plus importants.

  • Préférences des consommateurs : Les Canadiens achètent de plus en plus de gros véhicules comme les utilitaires sport (« VUS ») et les camions. La figure PT.1 illustre les parts de marché des voitures, des camions et des VUS. Depuis 2011, la part du marché des VUS a augmenté rapidement, passant de 58 % cette année-là à 70 % en 2018. Pendant ce temps, la part des voitures a chuté de 42 % à 30 %. Il faut aussi savoir que cette répartition varie d’une province à l’autre. Par exemple, en Saskatchewan, les ventes de VUS et de camions représentaient 85 % de toutes les nouvelles ventes, tandis que c’était au Québec qu’elle était la plus faible à 60 %. La répartition des types de véhicules est une variable importante dans la modélisation de l’adoption des véhicules zéro émission (« VZE »). En 2018, près de 2,5 % des nouveaux véhicules vendus étaient de tels véhicules. Cependant, à l’intérieur de cette catégorie, les ventes étaient principalement constituées de voitures, qui comptaient pour 77 % en 2018. Cet écart est attribuable aux différences dans l’offre de véhicules et au coût des VZE et des VUS. Le marché des voitures zéro émission est mieux établi que celui des VUS du genre, et celui des camions zéro émission est inexistant en ce moment.

  • Politiques – De nombreuses politiques peuvent influer sur les tendances énergétiques dans le secteur des transports 35, que ce soit des normes relatives à l’économie de carburant, des exigences concernant le mélange de biocarburants, des normes sur les carburants à faible teneur en carbone et propres et des exigences se rapportant aux VZE. Le gouvernement fédéral accorde des subventions pour l’achat de véhicules électriques et investit dans l’infrastructure de recharge. Il s’est aussi donné comme objectif de faire en sorte que la totalité des véhicules vendus au Canada d’ici 2040 soient des VZE, ce qui, comme d’autres cibles, n’est pas modélisé comme tel dans les scénarios Évolution ou de référence. L’atteinte de cet objectif est modélisée ici dans un scénario distinct, le scénario Cible 2040.

  • Avancées technologiques – On suppose que les coûts des batteries des véhicules électriques diminuent considérablement dans les scénarios Évolution et de référence (figure PT.2). Les réductions persistantes des coûts sont incertaines et pourraient être plus fortes36 ou moins fortes37 que l’hypothèse posée dans le scénario Évolution. La réduction ultime des coûts des batteries constituera un élément déterminant pour rendre les véhicules électriques concurrentiels sur le marché des véhicules personnels. Le type de VZE offerts en sera un autre. Comme il en est fait état plus haut, les VZE actuellement offerts sur le marché sont essentiellement des voitures. Toutefois, on s’attend à ce que le marché des VZE et des VUS connaisse un essor rapide au cours des prochaines années et à ce que les constructeurs automobiles proposent un plus grand choix de VZE. L’élargissement de la gamme de VZE ainsi que la rapidité de la recharge et la disponibilité de bornes de recharge, constituent d’autres éléments qui pourraient jouer dans l’adoption future de ces véhicules.

  • Solutions de rechange au transport personnel – Les changements dans les habitudes de déplacement personnel pourraient aussi s’avérer cruciaux dans la décarbonisation du transport, par exemple le recours au transport en commun, la réduction des déplacements au profit d’une utilisation accrue des communications numériques et le remplacement d’infrastructures de transport par d’autres qui supplantent les véhicules automobiles, comme la marche ou le vélo.

  • Parc de véhicules – On entend par « parc de véhicules » le nombre total de véhicules immatriculés sur la route. À mesure que les véhicules arrivent à la fin de leur vie utile, ils sont retirés du parc et de nouveaux véhicules vendus s’y ajoutent. Les VZE nécessitent moins d’entretien que les véhicules à moteur à combustion interne (« MCI ») et devraient donc avoir une durée de vie plus longue. On s’attend à ce que celle des VZE soit en moyenne de 17 ans, comparativement à 12 ans pour les véhicules à MCI38. Puisque les véhicules circulent pendant de nombreuses années, même si l’on ne vendait que des VZE, il faudrait encore un certain temps pour qu’il n’y ait plus de véhicules à MCI sur les routes.


Voies possibles de décarbonisation en profondeur

Dans le but d’explorer une décarbonisation plus profonde du transport de passagers, nous complétons les scénarios Évolution et de référence par un autre qui s’attache uniquement à ce secteur : le scénario Cible 2040. Ce dernier analyse la dynamique des ventes et du parc de véhicules dans l’optique d’atteindre l’objectif de 100 % des ventes de véhicules légers VZE39 fixé par le gouvernement pour 2040. Bien que de nombreux facteurs puissent influer sur l’adoption plus large des VZE, nous modélisons ce scénario en comptant sur une baisse plus marquée du coût des batteries. L’analyse du scénario Cible 2040 ne s’applique qu’aux ventes et aux parcs de véhicules personnels, comme il en est question dans la présente section. Nous n’avons pas modélisé ce scénario pour l’ensemble de la filière énergétique.

La figure PT.3 présente les résultats des trois scénarios. Les chiffres à gauche comparent la part des VZE et des véhicules à MCI dans les ventes totales au Canada. Les graphiques de droite montrent comment ces ventes se répercutent sur l’ensemble du parc de véhicules. Chaque année, en raison des ventes, de nouveaux véhicules s’ajoutent au parc, et les véhicules en fin de vie utile sont mis au rancart.

Des hypothèses différentes quant au coût des batteries produisent des résultats très différents, tant en ce qui concerne les ventes de VZE que leur parc. On observe un écart considérable entre le scénario de référence, qui ne suppose que des réductions modérées du coût des batteries et aucune nouvelle politique, le scénario Évolution et le scénario Cible 2040. À mesure que diminuent le coût des VZE dans les scénarios Évolution et Cible 2040, l’adoption des VZE s’accélère. Bien que d’autres facteurs, comme les politiques, puissent influer sur la percée des VZE, le coût relatif de ceux-ci et des véhicules à MCI sera important dans la transformation du transport de passagers au Canada. Principales incertitudes : La section « Transport de passagers » fait état d’autres incertitudes.

Principales incertitudes : Transport des passagers

  • Coûts et avancées des technologies – Le coût de production des groupes de batteries est un facteur déterminant dans le coût des VZE. Les coûts de production hypothétiques des batteries sont présentés à la figure PT.2. Les coûts de production réalisés pourraient être beaucoup plus élevés, ou plus bas, dans les années à venir, ce qui influerait sur le taux d’adoption des VZE. Le potentiel des véhicules autonomes/connectés pourrait aussi agir sur les tendances futures liées à la possession d’un véhicule, aux déplacements et à la consommation d’énergie.

  • Coût de l’énergie – Le coût de l’énergie, tant de l’essence que de l’électricité, aura une incidence sur l’attrait des VZE par rapport aux véhicules à MCI. Les coûts relatifs futurs de ces deux éléments pourraient différer de ceux projetés dans l’Avenir énergétique 2020. Par exemple, l’électrification croissante des transports à l’échelle mondiale pourrait exercer une pression à la baisse sur les prix du pétrole brut et rendre les véhicules à MCI plus concurrentiels.

  • Préférences des consommateurs – Au-delà du coût des véhicules, de nombreux facteurs entrent en ligne de compte dans les décisions d’achat des consommateurs, dont des éléments intangibles. C’est le cas, par exemple, en ce qui concerne les VZE, de la méconnaissance des nouvelles technologies qui peut faire hésiter les consommateurs à les acheter, même si leur coût de conduite est inférieur. La tendance à acheter moins de voitures et plus de VUS est un autre exemple. Ces préférences pourraient aussi donner des résultats très différents de ceux envisagés ici.

  • Solutions de rechange au transport personnel – Le transport public zéro émission découlant de l’alimentation à l’électricité ou à l’hydrogène pourrait jouer un rôle de plus en plus grand dans le secteur des transports « décarbonisés ». De même, la réduction de la demande de véhicules personnels résultant de l’adoption de la marche, du vélo ou des communications numériques pourrait se faire sentir sur le nombre de VZE requis. Les technologies de covoiturage utilisant des véhicules électriques sont une autre considération qui ajoute à l’incertitude dans la décarbonisation du secteur des transports.
Figure PT.3 : Tendances des ventes et du parc de véhicules selon le scénario, véhicules personnels VZE ou à MCI Figure PT3 : Tendances des ventes et du parc de véhicules selon le scénario, véhicules personnels VZE ou à MCI
Description

Ces graphiques ventilent les ventes de véhicules et le parc de véhicules selon le type de véhicule, pour chaque scénario.

Dans le scénario Évolution, les ventes de VZE augmentent, de 28 678 en 2019 à 1 283 456 en 2050. Cette augmentation fait passer le parc de VZE de 127 026 véhicules en 2019 à 10 927 117 en 2050.

Dans le scénario Évolution, les ventes de véhicules à MCI diminuent, passant de 1 950 602 en 2019 à 1 206 068 en 2050. En raison de cette diminution, le parc de ces véhicules recule de 23 385 965 véhicules en 2019 à 22 236 571 en 2050.

Dans le scénario Évolution, les ventes de VZE augmentent, de 46 090 en 2019 à 480 714 en 2050. Cette hausse fait passer le parc de VZE de 129 113 véhicules en 2019 à 4 783 862 en 2050.

Dans le scénario de référence, les ventes de véhicules à MCI augmentent, passant de 129 113 en 2019 à 4 783 862 en 2050. Cette augmentation fait passer le parc de ces véhicules de 23 383 862 en 2019 à 28 217 744 en 2050.

Dans le scénario Cible, les ventes de VZE connaissent un essor, passant de 32 807 en 2019 à 2 487 111 en 2050. Cette hausse fait passer le parc de VZE de 131 336 véhicules en 2019 à 38 897 053 en 2050.

Dans ce même scénario, les ventes de véhicules à MCI diminuent, de 1 946 471 en 2019 à 2 413 en 2050. En raison de cette diminution, le parc de ces véhicules recule de 23 381 835 véhicules en 2019 à 0 en 2050.

Modélisation de l’adoption des VZE dans divers scénarios

Dans tous les scénarios, la part de marché de chaque type de véhicules est fonction du coût actualisé de la conduite1 (« CAC ») de ce type. Le CAC est une mesure qui correspond au coût total de possession d’un véhicule par kilomètre. Il englobe de nombreux frais liés à la possession et à l’utilisation d’un véhicule, comme le coût d’acquisition, le carburant, l’entretien, l’efficacité énergétique, le kilométrage parcouru et le taux d’escompte. Les écarts relatifs du CAC des divers types de véhicules expliquent les différences dans les parts de marché au cours de la période de projection.

Bien que le CAC varie selon la province, il est inférieur d’environ 10 % en 2050 par rapport au scénario de référence, tandis qu’il est inférieur de 26 % à ce même scénario dans le scénario Cible 2040. Ces écarts tiennent principalement aux coûts hypothétiques des batteries illustrés à la figure PT.2. À mesure que le CAC des VZE se rétrécit comparativement à celui des véhicules à MCI, la part de marché des premiers augmente. Dans le scénario Évolution, le CAC des VZE rejoint celui des véhicules à MCI vers le milieu des années 2030, accélérant du coup l’adoption des VZE. Outre les ventes, la figure PT.3 montre une projection du parc de véhicules. Il est à noter que la part des VZE dans le parc total de véhicules est beaucoup plus petite que celle des ventes de ces véhicules, ce qui illustre le fait qu’il faut du temps pour renouveler le parc de véhicules.2

La méthode de modélisation du scénario Cible 2040 est la même que celle des autres scénarios. Cependant, pour atteindre l’objectif que le gouvernement s’est fixé pour 2040, on suppose une baisse plus marquée du coût des batteries, comme le montre la figure PT.2. Une réduction plus tôt et plus rapide de ces coûts accélère l’adoption des VZE dans ce scénario. S’ils ne diminuent pas aussi fortement, d’autres leviers politiques pourraient donner les mêmes résultats. Par exemple, des prix3 du carbone plus élevés et des politiques comme la norme fédérale sur les combustibles propres proposée pourraient rendre les VZE plus intéressants sur le plan économique et encourager leur adoption.

  • (1) Pour un complément d’information sur le CAC, voir l’Aperçu du marché de la Régie intitulé « Coût actualisé de la conduite de véhicules électriques et de véhicules classiques » et le document de NRLE intitulé Electrification Futures Study: End-Use Electric Technology Cost and Performance Projections through 2050.
  • (2) Cette analyse mise sur une durée de vie de 12 ans pour les véhicules à MCI et de 17 ans pour les VZE.
  • (3) Outre les écarts entre les coûts des batteries, les scénarios Évolution et Cible 2040 posent les mêmes hypothèses pour toutes les autres variables (prix du carbone, prix du carburant, politiques provinciales, etc.).
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Sables bitumineux



Profil énergétique de la production tirée des sables bitumineux

En 2019, le Canada était le quatrième plus grand producteur de pétrole au monde, comptant pour près de 5 % de la production mondiale. Il détient les troisièmes réserves prouvées en importance, qui s’élèvent à 169 milliards de barils. Les sables bitumineux constituaient 63 % de la production canadienne totale la même année, soit plus de 3 Mb/j, et représentaient 96 % des réserves.

Il existe trois types différents de production tirée des sables bitumineux, chacun ayant des méthodes d’exploitation et de traitement exigeant des sources d’énergie différentes, qui produisent plus ou moins d’émissions de GES.

  • Extraction à ciel ouvert et valorisation – L’extraction à ciel ouvert des sables bitumineux dépend du diesel qui alimente la machinerie lourde et l’équipement servant à extraire le minerai et à le transporter jusqu’aux installations de traitement. Les mines de sables bitumineux disposent également d’installations de cogénération pour produire l’énergie (chaleur) requise pour l’extraction à ciel ouvert, l’extraction du bitume et la valorisation, ainsi que l’électricité utilisée pour l’exploitation. Les unités de cogénération fonctionnent au gaz naturel ou au coke de pétrole, un sous-produit de la valorisation du bitume en pétrole brut synthétique. De même, le processus permettant l’extraction du bitume du minerai des sables bitumineux, ainsi que la valorisation, exige le recours à du gaz naturel ou du coke de pétrole pour générer de la vapeur, source de chaleur, et l’hydrogène nécessaires à la transformation du pétrole plus lourd en pétrole brut synthétique plus léger.

  • Extraction à ciel ouvert sans valorisation – En 2013, l’exploitation de la première mine sans valorisation, la mine Kearl de L’Impériale, a commencé et a été suivie, en 2017, de la mine Fort Hills de Suncor. Le procédé employé dans ce nouveau type de mine consiste à produire du bitume dilué40 qui est acheminé au marché sans être valorisé. Les sources d’émissions de ce procédé sont en bonne partie les mêmes que celles d’autres types d’exploitation minière, à l’exception du fait qu’il y en a aucune associée à la valorisation.

  • Récupération in situ – Les projets de récupération in situ dépendent d’un approvisionnement constant en vapeur pour maintenir le drainage par gravité au moyen de vapeur (« DGMV ») et les activités de production par stimulation cyclique par la vapeur. Des chaudières industrielles brûlent du gaz naturel pour produire cette vapeur à partir d’eau, qui réchauffe ensuite les gisements souterrains et fluidifie le bitume en vue de l’extraction, un peu comme on pompe le pétrole classique jusqu’à la surface.

Caractéristiques importantes de l’exploitation des sables bitumineux qui la distinguent des autres formes de production.

  • Longue durée de production et faibles taux de diminution – La production de pétrole classique, en particulier de pétrole de schiste, peut connaître un taux de diminution annuel de plus de 50 % la première année, ce qui oblige à forer plus de puits pour maintenir la production constante, et encore plus pour l’accroître. En comparaison, le taux de diminution des sables bitumineux est presque nul et les réinvestissements, modestes. Une mine type peut probablement être en exploitation pendant 40 ou 50 ans, et de 20 à 40 ans dans le cas d’une exploitation in situ. La durée de vie de ces actifs peut être prolongée davantage si les conditions économiques sont favorables.

  • Forte intensité de capital – Même si les coûts associés à l’exploitation des sables bitumineux ont considérablement diminué depuis dix ans, ces activités demeurent encore à forte intensité de capital et nécessitent d’importants investissements initiaux. En général, des prix plus élevés des produits de base sont nécessaires pour inciter une société à démarrer une nouvelle exploitation de sables bitumineux et à augmenter sa capacité, tandis que les agrandissements des installations existantes peuvent être rentables à des prix plus bas. À titre d’exemple, une grande partie de la croissance projetée pour les sables bitumineux dans le scénario Évolution repose sur des agrandissements d’installations de récupération in situ déjà en activité. Pour être rentables, ces activités exigent un prix du WTI d’environ 45 $ US le baril. D’autres méthodes d’exploitation exigent des prix des produits de base comparativement plus élevés, l’extraction à ciel ouvert et la valorisation des sables bitumineux nécessitant les prix les plus élevés, à plus de 75 $ US le baril.

  • Axés sur les exportations – Même si une partie du pétrole brut produit au Canada est raffinée au pays, l’essentiel est destiné aux marchés d’exportation. La figure R.12 de la section « Résultats » présente l’approvisionnement disponible pour l’exportation dans les scénarios Évolution et de référence.


Considérations relatives à la transition énergétique

Intensité des émissions liées à la production

En 2005, les sables bitumineux comptaient pour environ 5 % des émissions de GES du Canada; en 2018, cette part était passée à environ 11 %. En termes absolus, les émissions provenant des sables bitumineux ont augmenté de 51 % de 2011 à 2018. L’essentiel de la croissance de la production de pétrole au Canada est venu de l’augmentation du nombre de projets de récupération in situ durant cette période.  Quand on mesure l’intensité des émissions provenant des sables bitumineux par baril, on constate qu’elle a diminué de 22 % de 2011 à 2018, étant passée d’environ 0,086 tonne d’équivalent en dioxyde de carbone par baril (éq. CO2/b) à 0,067 tonne d’éq. CO2/b. Voir la figure OS.1. L’intensité des émissions attribuables à la récupération in situ a diminué de 12 % pendant cette période, tandis que celle provenant de l’extraction à ciel ouvert et de la valorisation a reculé de 19 %. En 2013, l’exploitation de la première mine sans valorisation, la mine Kearl de L’Impériale, a commencé et a été suivie, en 2017, de la mine Fort Hills de Suncor. Comme il en est fait état plus haut, ces mines produisent du bitume dilué et ne font pas de valorisation. Le procédé de valorisation est particulièrement énergivore et son élimination réduit considérablement l’intensité des émissions de la production au Canada. Or, ces émissions pourraient se matérialiser durant la valorisation ou le raffinage qui se fait ailleurs. De 2013 à 2018, l’intensité des émissions provenant de l’extraction à ciel ouvert sans valorisation a diminué de 56 %, passant d’environ 0,079 tonne d’éq. CO2/b. à 0,035 tonne d’éq. CO2/b, grâce à des gains d’efficacité enregistrés dans les procédés.

Figure OS.1 : Diminution des émissions par baril de pétrole tiré des sables bitumineux Figure OS1 : Diminution des émissions par baril de pétrole tiré des sables bitumineux
Description

Ce graphique illustre les émissions de GES passées provenant des sables bitumineux de 2011 à 2018. Les émissions pour l’extraction in situ reculent de 0,08 tonne de CO2/b en 2011 à 0,07 en 2018. Les émissions liées à l’extraction à ciel ouvert et à la valorisation diminuent, de 0,09 CO2/b en 2011 à 0,07 CO2/b en 2018. Celles attribuables aux activités d’extraction à ciel ouvert sans valorisation sont en baisse, de 0,08 CO2/b en 2013 à 0,04 CO2/b en 2018. La première mine ne comportant pas d’activités de valorisation est entrée en service en 2013.

Comparativement à la production de pétrole brut classique au Canada et ailleurs dans le monde, les sables bitumineux produisent davantage d’émissions par baril, en particulier lors de la récupération in situ. À titre de comparaison, en 2018, les émissions liées à la production de pétrole classique au Canada s’établissaient en moyenne à 0,048 tonne d’éq. CO2/b41.

Le scénario Évolution postule que les améliorations technologiques aux méthodes d’extraction et de valorisation des projets existants se poursuivent au même rythme qu’au cours des dernières années, Plus précisément, nous tablons sur une utilisation accrue de solvants pour la production in situ et l’extraction en fosse pour les activités à ciel ouvert. Comme l’indique la figure OS.2, ces améliorations se traduisent par une nette diminution des émissions par baril. Durant la même période, d’autres améliorations sont nécessaires pour atteindre la carboneutralité dans la production des sables bitumineux.

Figure OS.2 : Diminution des émissions provenant des sables bitumineux par baril dans le scénario Évolution Figure OS2 ; Diminution des émissions provenant des sables bitumineux par baril dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique illustre les émissions de GES passées provenant des sables bitumineux de 2011 à 2018. Les émissions pour l’extraction in situ reculent de 0,08 tonne de CO2/b en 2011 à 0,05 en 2050. Les émissions liées à l’extraction à ciel ouvert et à la valorisation diminuent, de 0,09 CO2/b en 2011 à 0,05 CO2/b en 2050. Celles attribuables aux activités d’extraction à ciel ouvert sans valorisation sont en baisse, de 0,08 CO2/b en 2013 à 0,03 CO2/b en 2050. La première mine ne comportant pas d’activités de valorisation est entrée en service en 2013.

Contexte mondial

Dans une filière énergétique mondiale qui se dirige vers la neutralité carbone, il est très probable que la consommation de pétrole brut diminuera par rapport aux niveaux actuels. Dans l’éventualité d’une baisse de la demande, les prix mondiaux du pétrole brut, et par conséquent ceux que reçoivent les producteurs canadiens, seront vraisemblablement plus bas que si la demande était plus forte.42 Les technologies permettant d’atteindre une production carboneutre des sables bitumineux peuvent être plus coûteuses que les méthodes traditionnelles et, dans un environnement de prix plus bas, cela pourrait rendre difficile aux producteurs de se permettre ces investissements tout en demeurant concurrentiels.

Compétitivité

À mesure que les efforts mondiaux de réduction de l’intensité des émissions se poursuivent, les émissions associées à la production de pétrole brut pourraient influer de plus en plus sur les choix d’investissement et les modèles commerciaux à l’échelle internationale. Un nombre croissant d’investisseurs comme les grandes banques et les fonds souverains soupèsent les facteurs ESG au moment de décider où investir des capitaux. Pour avoir accès à des capitaux, les entreprises devront démontrer qu’elles respectent les facteurs ESG. Voir la section « Qu’est-ce que ESG? ».

Qu’est-ce que ESG?

ESG est un cadre qu’utilisent de plus en plus les sociétés pour fournir aux investisseurs de l’information sur leurs composantes environnementales, sociales et de gouvernance. Pour avoir accès à des capitaux, les sociétés doivent souvent prouver que leurs structures ESG sont acceptables pour les investisseurs. Ces derniers se tournent maintenant vers les entreprises dont les valeurs concordent avec leurs critères sur les plans environnemental et social et sur le plan de la gouvernance1. Ces critères peuvent servir de mécanismes de présélection pour déterminer les possibilités d’investissement viable dans des entreprises durables. Plus particulièrement, les investisseurs canadiens et internationaux appliquent les principes ESG pour améliorer leur potentiel de rendement futur, tout en réduisant au minimum leur risque de placement. Les organisations qui intègrent des cadres ESG à leurs valeurs fondamentales peuvent renforcer leur résilience aux pressions économiques et environnementales. Cette résilience accrue donne aux investisseurs une plus grande assurance dans le degré de préparation d’une entreprise à faire la transition énergétique vers des solutions sobres en carbone2.

  • La composante environnementale des facteurs ESG permet d’évaluer si les actifs d’une entreprise sont gérés de manière responsable et durable et de déterminer si les ressources sont utilisées au coût le plus bas pour l’environnement. Dans le secteur des sables bitumineux, par exemple, on examine l’utilisation des terres et la remise en état, la gestion des émissions atmosphériques, l’utilisation et la disponibilité de l’eau et la consommation d’énergie3.

  • La composante sociale décrit la façon dont les entreprises interagissent avec leurs parties prenantes internes et externes. Cela comprend les interactions avec les employés, les actionnaires, les divisions des administrations publiques et les collectivités qu’elles servent. La mobilisation des collectivités et des peuples autochtones, la gestion des talents et la culture d’inclusion sont des exemples dans le secteur des sables bitumineux.4

  • Les critères relatifs à la gouvernance portent sur la structure de leadership et les principes fondamentaux qui influent sur les activités d’une entreprise. Dans le secteur des sables bitumineux, par exemple, cela vise des méthodes comptables transparentes, des pratiques commerciales éthiques et une représentation diversifiée au sein de la direction.5


Voies possibles de décarbonisation en profondeur

L’avenir du marché mondial du pétrole est très incertain, à mesure que le Canada et le monde s’acheminent vers une filière énergétique décarbonisée. L’évolution de l’exploitation des sables bitumineux dépendra de nombreux facteurs, dont les prix, les politiques et les avancées technologiques. La production tirée des sables bitumineux devrait demeurer concurrentielle sur le plan des coûts dans un contexte mondial marqué par le recul de la demande, ce qui exercera probablement une pression à la baisse sur les prix mondiaux. Elle devra aussi être concurrentielle au sein d’une filière énergétique qui exige de plus en plus des réductions d’émissions.

Il est difficile de prédire comment les sociétés exploitant les sables bitumineux y parviendront. Cependant, il existe un certain nombre de technologies qui sont à divers stades de développement et qui pourraient faire partie de la solution. Le tableau OS.1 présente certaines des options prometteuses et leur potentiel de réduction des émissions.

Tableau OS.1 : Options pour les technologies de réduction des émissions dans la production tirée des sables bitumineux
Partie(s) prenante(s) Type de technologie Potentiel de réduction des émissions Description
Acceleware Ltd. RF XL 50 à 100 % Utilisation de l’énergie des radiofréquences pour rendre le pétrole lourd et le bitume plus fluides, remplaçant ainsi le besoin de vapeur.
Suncor Energy, Harris Corporation, CNOOC Limited, Devon Energy Extraction assistée de solvant utilisant le chauffage électromagnétique 80 % Utilisation de l’énergie des radiofréquences conjointement à un solvant pur pour fluidifier le bitume dans le sol, remplaçant le besoin de vapeur.
L'Impériale Technologie de récupération assistée du bitume améliorée 60 % La DGMV assistée de solvant réduit de 25 % la quantité de vapeur nécessaire pour fluidifier le bitume dans le gisement.
MEG Energy Extraction par injection de vapeur modifiée améliorée (eMVAPEX) 43 % Injection d’un gaz condensable (p. ex., propane) plutôt que de vapeur après la DGMV initiale pour permettre l’extraction du bitume.
Canadian Natural Resources Limited (« CNRL ») Extraction en fosse 40 % Installation d’extraction modulaire pouvant être déplacée à mesure que le front d’avancement de la mine se déplace. Le traitement du minerai et la séparation du bitume se font à proximité des activités minières, ce qui réduit considérablement le transport des matériaux et les émissions des véhicules lourds.
Cenovus Energy Procédés assisté par solvant 33 % Procédé de DGMV modifié qui combine un solvant à base de LGN et de la vapeur pour récupérer le bitume afin de réduire la quantité de vapeur requise de 30 %.
Conocophillips Canada, Total E&P Canada Co-injection de gaz non condensable 15 % Prévient la perte d’énergie dans le gisement, ce qui réduit la quantité de vapeur requise pour le procédé d’extraction et les émissions de l’ordre de 15 % ainsi que les coûts d’exploitation.
Suncor Energy, Devon Energy, Suez Osmose inverse à haute température 5 à 10 % L’eau à haute température est récupérée, après le DGMV, filtrée et réutilisée pour produire de la vapeur de nouveau.

Ces technologies ne fonctionnent pas avec toutes les méthodes de production et partout. Dans certains cas, elles donnent de meilleurs résultats quand elles sont intégrées à la phase de conception initiale des nouveaux projets. Dans d’autres, cependant, comme l’utilisation de solvants, elles peuvent être mises en œuvre dans le cadre de projet de modernisation. Outre celles énumérées dans le tableau ci-dessus, d’autres technologies pourraient jouer un rôle de premier plan dans la réduction de l’intensité des émissions provenant des sables bitumineux. C’est le cas de celles qui suivent.

Petits réacteurs modulaires ou PRM – Les PRM sont des centrales nucléaires de petite taille et de puissance réduite. Ils peuvent servir à produire de l’électricité, et la chaleur, employées pour les activités d’extraction à ciel ouvert et de valorisation et, dans le cas des activités de récupération in situ, ils pourraient aussi produire de la vapeur. Leurs émissions de GES seraient pratiquement nulles. La recherche et le développement se poursuivent;43 les PRM pourraient jouer un rôle à un moment indéterminé durant la période de projection.

Captage, utilisation et stockage de CO2 (« CUSC ») – Tout en réduisant la production de GES grâce à l’innovation dans les procédés et les technologies propres, le CUSC offre la possibilité de capter le CO2 en vue du stockage géologique et de l’utilisation. Dans certains cas, le CO2 capté peut aussi servir à la récupération assistée des hydrocarbures (« RAH »), ce qui accroît la production de pétrole brut en l’injectant dans des champs de production en exploitation. Le CUSC est déjà utilisé pour l’exploitation des sables bitumineux. L’installation de CSC Quest de Shell, en exploitation depuis 2015, a stocké plus de quatre millions de tonnes de CO2 provenant de l’usine de valorisation du bitume de Scotford. Environ 35 % des émissions annuelles de CO2 de l’installation ont été captées et stockées avec succès grâce à cette technologie. Le CUSC pourrait être combiné à la cogénération, ou au captage direct dans l’air, en vue de réductions supplémentaires ou de possibilités d’utilisation.

PRINCIPALES INCERTITUDES : Concernant les émissions provenant des sables bitumineux

  • Avancées technologiques – La rapidité à laquelle de nouvelles technologies sont mises au point et adoptées est l’une des plus grandes incertitudes.

  • Prix du pétrole et marchés – Les prix du pétrole brut et l’accès aux marchés dans les années à venir pour suffire à la production croissante au Canada sont également très incertains. Ces facteurs peuvent influer sur la croissance future de la production, la compétitivité et les investissements dans de nouvelles technologies.

  • Tarification ou réglementation du carbone – Les futures augmentations des prix du carbone, qui rendraient les émissions de CO2 plus coûteuses et encourageraient les producteurs à adopter des technologies sobres en carbone, dépendent des choix politiques des gouvernements. Une réglementation future limitant les émissions de CO2 ou exigeant l’adoption de certaines technologies est également très incertaine.

  • Financement disponibles pour les technologies – Le financement gouvernemental peut donner l’impulsion nécessaire à la mise au point de nombreuses technologies. L’ampleur du soutien financier des gouvernements fédéral et provinciaux pour ces projets est incertaine.

  • Investissements tenant compte des tendances ESG – Le financement proviendra également des marchés financiers. L’incidence des tendances liées aux normes ESG et aux attentes des investisseurs en la matière est très incertaine.
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Collectivités éloignées et du Nord



Profil énergétique des collectivités éloignées du Canada

On compte environ 270 collectivités éloignées au Canada. On entend par « collectivité éloignée » une collectivité qui n’est pas reliée au réseau électrique nord-américain ou au réseau de distribution de gaz naturel canalisé, qui est un établissement permanent ou pour une longue durée et qui compte au moins dix habitations.44 Les plus grandes collectivités éloignées au Canada sont Whitehorse, au Yukon, Yellowknife, dans les Territoires du NordOuest, et les Îles de la Madeleine, au Québec.

Le tableau RC.1 énumère les collectivités éloignées du Canada par province et par principale source d’énergie. Il précise aussi le type de collectivité (les collectivités commerciales éloignées sont habituellement des mines), la principale source de production d’électricité et l’accessibilité (si la collectivité a accès à une route toute l’année ou si elle n’est accessible que par les airs).

Contrairement aux collectivités raccordées aux réseaux, les collectivités éloignées font face à des défis pour répondre à leurs besoins énergétiques. Elles dépendent beaucoup du diesel pour produire de l’électricité et chauffer leurs locaux.

Bien que le diesel offre de nombreux avantages, notamment une grande disponibilité, une grande facilité de transport et le fait que ce soit un combustible à forte densité énergétique, il présente aussi des inconvénients notables. L’éloignement de beaucoup de collectivités (absence d’une route toute l’année ou accessibilité uniquement par les airs) crée des problèmes de sécurité sur le plan de l’approvisionnement. Cet éloignement signifie aussi que le diesel, en raison des coûts de transport,45 et l’énergie en général, coûtent cher. La faible population d’un grand nombre de collectivités les prive d’économies d’échelle dans l’approvisionnement en énergie, ce qui ajoute aux frais des résidents. Par ailleurs, les génératrices et les appareils de chauffage au diesel émettent de grandes quantités de GES, de divers polluants et de particules qui nuisent à la qualité de l’air à l’échelle locale. Enfin, des déversements de carburant diesel peuvent aussi se produire avec les coûts d’assainissement46 qui les accompagnent.

Tableau RC.1: Les collectivités éloignées du Canada en chiffres
Canada Yukon T.N.-O. Nunavut Colombie
Britannique		 Alberta Saskatchewan Manitoba Ontario Québec Terre-Neuve-et
Labrador
Collectivités éloignées 270 21 38 28 72 6 1 5 29 42 28
TYPE DE COLLECTIVITÉ :
Autochtone 167 15 31 25 28 3 1 4 24 22 14
Non autochtone 86 6 3 0 40 1 0 1 5 17 13
Commerciale 17 0 4 3 4 2 0 0 0 3 1
PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ :
Diesel ou mazout 201 5 27 28 53 6 1 5 29 25 22
Réseau territorial 25 16 9 0 0 0 0 0 0 0 0
Gaz naturel 3 0 2 0 0 0 0 0 0 1 0
Hydroélectricité 35 0 0 0 14 0 0 0 0 15 6
Pas d’électricité / Autre 6 0 0 0 5 0 0 0 0 1 0
ACCESSIBILITÉ:
Accès routier toute l’année 102 20 20 0 31 5 1 0 7 5 13
Accessible par les airs 102 1 18 28 0 1 0 5 22 20 7
Autre accès 66 0 0 0 41 0 0 0 0 17 8
Population totale 188 828 31 454 42 061 36 672 10 425 893 10 3 545 16 607 38 823 8 338
Description

Source : Ressources naturelles Canada, Base de données sur l’énergie dans les collectivités éloignées; calculs de la Régie

Notes : Plusieurs collectivités qui n’ont pas de données démographiques ont été exclues du tableau ci-dessus. De plus, Pikangikum, en Ontario (raccordée au réseau en 2018) et Jasper, en Alberta (raccordée au réseau en 2019) sont également exclues. Sous « Accessibilité », « Autres accès » comprend les routes saisonnières et certaines routes maritimes.

Considérations relatives à la transition énergétique

Le caractère unique des collectivités éloignées du Canada dictera leur transition énergétique. Les principaux facteurs de changement éventuels sont les suivants.

  • Communautés autochtones : Le tableau RC.1 révèle que la majorité des collectivités (167 sur 270, soit environ 62 %) sont des communautés autochtones. De ce nombre, 84 % sont alimentées au moyen de génératrices au diesel. L’abandon des combustibles fossiles pour ces communautés pourrait être une voie vers la réconciliation et aider à concrétiser les objectifs d’autodétermination et d’autonomie47 des Autochtones. Les projets appartenant aux communautés et menés par elles pourraient, d’une part, renforcer la sécurité énergétique des communautés autochtones éloignées et du Nord et leur procurer, d’autre part, des possibilités économiques.

  • Climat : La grande majorité des résidents des collectivités éloignées vivent dans des régions où prévaut un climat nordique. Ces régions se caractérisent par des hivers longs et froids et des étés courts. Les degrés-jours de chauffage (« DFC »), mesure courante des besoins en chauffage dans une région, sont beaucoup plus élevés dans les régions septentrionales du Canada que dans les régions méridionales.48 L’énergie est essentielle à la survie, et la sécurité énergétique est une priorité absolue pour les collectivités éloignées et du Nord.

  • Électricité : Le tableau RC.1 montre que la majorité des collectivités éloignées (207 sur 270, soit environ 77 %) tirent leur électricité du diesel, du pétrole lourd ou de génératrices personnelles alimentées au diesel. Certaines collectivités sont desservies par un réseau ou un micro-réseau régional. La plupart des collectivités et des résidents du Yukon sont raccordés au réseau du territoire, qui est principalement hydroélectrique. Celles situées autour du Grand lac des FrenEsclaves dans les Territoires du Nord-Ouest sont également reliées par l’un des deux (principaux) réseaux hydroélectriques. Aucun de ces réseaux territoriaux n’est raccordé à l’autre ni, non plus, au réseau électrique nord-américain. La production hydroélectrique au Yukon et dans les Territoires du Nord-Ouest contraste avec la production d’électricité au Nunavut, comme le montre la figure RC.1. Aucune des 25 communautés autochtones ni aucun des trois sites commerciaux du Nunavut ne sont raccordés l’un à l’autre et tous dépendent presque entièrement de la production d’électricité sur place au moyen du diesel. Enfin, les collectivités situées le long de la Basse-Côte-Nord du Québec sont reliées par un système hydroélectrique hors du réseau principal qui est aussi raccordé au réseau de L’Anse au Loup dans le Sud du Labrador.

  • Chauffage des bâtiments : Dans la grande majorité des collectivités éloignées, le chauffage se fait principalement au diesel ou au mazout. Dans certains cas, moins courants, on utilise l’électricité, le propane et le bois. La demande de diesel pour le chauffage des bâtiments dans ces collectivités est le double de celle servant à la production d’électricité.49 Les collectivités éloignées connectées à un petit réseau hydroélectrique ou territorial dépendent encore beaucoup du diesel pour le chauffage des bâtiments, car la capacité hydroélectrique actuelle ne permettrait pas de répondre à la demande totale en hiver si la plupart ou la totalité des bâtiments devaient passer au chauffage électrique.

  • Transports : Moins de la moitié des collectivités éloignées ont un accès routier à longueur d’année, et 38 % sont considérées comme des collectivités accessibles uniquement par les airs. Celles qui n’ont pas de route toute l’année, mais qui ne sont pas considérées comme étant accessibles seulement par les airs, peuvent être accessibles par une route d’hiver ou au moyen de barges ou de navires. Le transport personnel est plus limité dans les collectivités qui n’ont pas un accès routier toute l’année, et le recours au transport aérien pour le fret et les personnes se traduit par des coûts environnementaux et financiers considérables.

  • Collectivités commerciales : La base de données sur l’énergie des collectivités éloignées recense 17 collectivités dites commerciales au Canada, dont la plupart sont des exploitations minières. Toutes les exploitations commerciales, à l’exception de la mine de diamant Renard alimentée au gaz naturel dans le Nord du Québec, dépendent du diesel pour la production d’électricité. La mine de diamant Diavik, dans les Territoires du Nord-Ouest, est l’un des plus gros consommateurs de diesel. En 2012, des éoliennes d’une capacité de 9,2 mégawatts ont été installées à la mine, ce qui en fait la centrale hybride diesel-éolien la plus grande et la plus septentrionale au monde.50

  • Politique : Le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques fait état d’un engagement à réduire les émissions de GES en aidant les collectivités rurales et éloignées dans leur transition vers des sources d’énergie plus sûres, plus abordables et plus propres.51 Au début de 2019, le gouvernement fédéral et ses partenaires ont lancé l’Initiative autochtone pour réduire la dépendance au diesel afin d’aider les collectivités à délaisser le diesel au moyen de projets communautaires misant sur une source d’énergie plus propre.52 Cette initiative s’ajoute aux 700 millions de dollars déjà engagés pour assister les collectivités éloignées à passer à de nouvelles sources d’énergie.
Figure RC.1: Production d’électricité dans les territoires du Nord en 2018 Figure RC1 Production d’électricité dans les territoires du Nord en 2018
Description

Ces trois diagrammes circulaires montrent la production d’électricité selon le type de combustible dans les territoires du Nord canadien en 2018. Au Yukon, on a produit 446 GWh d’électricité à partir de l’hydroélectricité (94 %) et de pétrole (6 %). Aux Territoires du Nord-Ouest, l’hydroélectricité (53 %), le pétrole (40 %), le gaz naturel (4 %) et l’éolien (4 %) ont fourni 479 GWh d’électricité. Au Nunavut, c’est 237 GWh d’électricité qu’on a produite entièrement à partir de pétrole.

Énergie renouvelable variable dans les collectivités éloignées

La figure RC.2 montre les facteurs de charge estimatifs de l’éolien et du solaire dans trois collectivités éloignées : Old Crow (Yukon), Nain (Labrador) et Obedjiwan (Québec). À Nain, ce facteur de charge estimatif pour l’énergie éolienne se situe en moyenne à 56 % entre novembre et avril (maximum de 60 % en février), mais en moyenne à 26 % entre mai et août. À Old Crow, le facteur de charge estimatif pour l’énergie solaire est en moyenne de 20 % entre avril et août (maximum de 23 % en juin), mais en moyenne de 2 % entre octobre et février. Au nord du cercle arctique, le facteur de charge estimatif pour le solaire à Old Crow tombe à 0 % en décembre et en janvier1. La variabilité des facteurs de charge mensuelle moyens illustre l’importance de choisir la source d’énergie renouvelable, ou la combinaison de sources, adaptée à chaque collectivité.

  • (1) Les chiffres indiquent une moyenne mensuelle. Les systèmes solaires photovoltaïques peuvent subir des changements rapides en fonction de la couverture nuageuse au-dessus des panneaux solaires.
Figure RC.2 : Facteurs de capacité mensuels pour l’éolien et le solaire : Trois exemples Figure RC2 Facteurs de capacité mensuels pour l’éolien et le solaire : Trois exemples
Description

Ces deux graphiques à colonnes illustrent les facteurs de charge moyenne mensuelle pour la production éolienne et solaire à Old Crow, au Yukon, à Nain, au Labrador, et à Obedjiwan, au Québec.

À Old Crow, ce facteur de charge éolienne se situe en moyenne à 27,5 %, avec un creux de 15,9 % en juin et un sommet de 40,3 % en février. Dans le cas de l’énergie solaire, le facteur de charge moyen est de 10,7 %, avec un creux de 0 % en décembre et un sommet de 23,2 % en juin.

À Nain, le facteur de charge de l’éolien s’élève en moyenne à 44,2 %, avec un creux de 22,5 % en mai et un sommet de 60,3 % en février. Le facteur de charge de l’énergie solaire s’établit, en moyenne, à 12,4 %, avec un creux de 3,2 % en juin et un sommet de 22,1% en février.

À Obedjiwan, le facteur de charge éolienne moyen est de 26,6 %, le creux étant de 21,3% en juin et le sommet, de 34,0% en février. Dans le cas de l’énergie solaire, le facteur de charge moyen est de 13,9 %, avec un creux de 5,2 % en décembre et un sommet de 21,3 % en juin.



Voies possibles de décarbonisation en profondeur

La diversité et le caractère unique des défis des collectivités éloignées et du Nord façonneront l’avenir de leurs filières énergétiques dans un monde qui se dirige vers la neutralité carbone. La présente section analyse des options qui existent ou qui pourraient exister à court et à long terme pour aider ces collectivités à délaisser les combustibles fossiles qui émettent du carbone.



PRINCIPALES TENDANCES: En matière de transition dans les collectivités éloignées

  • D’autres énergies renouvelables, comme l’éolien, l’énergie solaire, la biomasse et les systèmes hybrides, sont à l’étude ou mises en œuvre pour remplacer la consommation de diesel.

  • Des progrès ont été réalisés dans le remplacement du diesel pour le chauffage des habitations, et il existe un potentiel de biomasse dans de nombreuses collectivités. À cela s’ajoute l’amélioration des enveloppes de bâtiment et l’adoption de normes plus strictes en matière d’efficacité énergétique.

  • Des projets appartenant à des communautés et menés par elles sont en cours, en particulier des projets avec une composante autochtone.

  • Des politiques plus strictes sont mises en place aux paliers provincial, territorial et fédéral pour aider les collectivités éloignées à réduire et à éliminer leur dépendance au diesel.

PRINCIPALES INCERTITUDES: Collectivités éloignées

  • Politiques en place : Le soutien des gouvernements aux initiatives de remplacement du diesel et aux projets communautaires est essentiel à la transition des collectivités éloignées vers la neutralité carbone. Cependant, les politiques et les aspects économiques des projets dans l’avenir sont incertains.

  • Avancées technologiques : L’amélioration de l’efficacité et la réduction des coûts des énergies renouvelables classiques, les énergies renouvelables de prochaine génération et le stockage d’énergie ont des incidences importantes sur les collectivités éloignées. Par exemple, des progrès technologiques pourraient rendre les énergies renouvelables plus fiables à des températures extrêmement froides. Toutefois, le rythme auquel les technologies sont mises au point et adoptées est incertain, en partie en raison du financement gouvernemental.

  • Coûts : Environ le tiers des collectivités dont il est question dans la présente section ne sont accessibles que par les airs, et moins de la moitié le sont par la route toute l’année. Estimer les coûts environnementaux et financiers du transport des matériaux vers les collectivités très éloignées et les coûts de construction est une source d’incertitude.
Tableau RC.2: Options possibles pour la décarbonisation partielle ou intégrale des collectivités éloignées
Électricité

Énergies renouvelables classiques : Les énergies renouvelables classiques comme l’éolien, le solaire, les petites et grandes centrales hydroélectriques et la biomasse, aident actuellement plusieurs collectivités éloignées à remplacer le diesel dans la production d’électricité.53 Mis à part les grandes centrales hydroélectriques (limitées par la géographie), les énergies renouvelables classiques jouent un rôle très restreint dans la production de la charge de base stable d’énergie des collectivités éloignées, en particulier pendant les périodes de pointe en hiver. (Voir l’encart : Énergie renouvelable variable dans les collectivités éloignées.)

Technologies émergentes : Ces technologies pourraient comprendre les biocombustibles de prochaine génération, l’hydrogène, la géothermie et le nucléaire sous forme de PRM. Afin de procurer une alimentation de base stable à long terme, les PRM sont les plus prometteurs. Dans la feuille de route des PRM au Canada, on indique que de très petits PRM pourraient répondre aux besoins en électricité des collectivités éloignées, tandis que les industries non reliées au réseau pourraient avoir recours à des PRM de petite à moyenne puissance.54 On y mentionne aussi que les PRM seraient aussi susceptibles d’ouvrir la voie au développement économique des collectivités éloignées en procurant de l’énergie en bloc fiable.

Raccordement à un réseau : Les collectivités éloignées peuvent délaisser le diesel dans la production d’électricité en se raccordant aux réseaux de productiontransport. Le raccordement au réseau nord-américain leur procurerait une électricité abondante et stable. En général, plus la collectivité est rapprochée d’une ligne de transport d’électricité et plus elle est peuplée, plus la possibilité d’un raccordement au réseau est réalisable.55 Le principal inconvénient de cette option pourrait être le coût.56

Mesures axées sur la demande : Parmi les changements apportés du côté de la demande dans le but de décarboniser la production d’électricité, on note l’adoption de normes de construction et de mesures d’efficacité énergétique plus strictes, la gestion axée sur la demande et l’utilisation de compteurs intelligents, ainsi que de deux compteurs (un pour les fins domestiques et un autre pour le chauffage).57

Stockage d’énergie : Le stockage d’énergie peut s’avérer un élément important dans l’intégration des énergies renouvelables variables, en particulier en ce qui concerne les variations de courte durée. Il peut être particulièrement utile pour les micro-réseaux, en offrant des services essentiels fiables, comme un soutien de fréquence et une puissance de réserve.58 À mesure que les coûts diminuent et que la technologie s’améliore, le stockage d’énergie pourrait être une carte de plus en plus précieuse pour les collectivités éloignées.
Chauffage des bâtiments

Biocombustibles : Les besoins en chauffage des collectivités éloignées pourraient être comblés grâce à la biomasse ou aux biocombustibles de prochaine génération, que ce soit par des sources de chauffage ponctuelles ou par des méthodes plus centralisées comme le chauffage urbain ou la production combinée de chaleur et d’électricité.59 Une étude sur le chauffage urbain à partir de granulés de bois dans les Territoires du Nord-Ouest a révélé qu’il existe un potentiel économique dans plusieurs collectivités accessibles par des routes toute l’année et des routes d’hiver.60 La rentabilité du chauffage urbain au moyen de la biomasse est plus grande quand les granulés de bois sont beaucoup moins chers que les autres combustibles, les bâtiments sont regroupés et les coûts des projets sont faibles. Une autre étude portant sur Inuvik, dans les Territoires du Nord-Ouest, a indiqué que le coût des granulés de bois par unité d’énergie était inférieur à celui de toute autre source d’énergie pour les résidents. Même si les coûts en capital élevés associés à la conversion des appareils de chauffage en chaudières à granulés de bois peuvent annuler les coûts moindres du combustible, il ressortait de l’étude que les gros clients commerciaux et institutionnels récupéreraient leur investissement sur de courtes périodes.61.

Autres options de chauffage urbain : Les PRM pourraient produire assez d’électricité pour répondre aux besoins de chauffage des locaux en hiver, comme l’indique la feuille de route des PRM au Canada. Un projet visant à mettre au point un PRM pour le chauffage urbain a récemment été lancé en Finlande.62
Transportation

Véhicules zéro émission : collectivités éloignées.63 Leur adoption pourrait être plus lente dans les La transition aux VZE pose un défi pour les collectivités situées dans les régions les plus froides du Canada et dans celles qui ne sont pas reliées à un réseau régional de plus grande envergure ou au réseau nord-américain. Une étude à Yellowknife a été menée sur un véhicule hybride rechargeable.64 Bien qu’elle ait fait état de problèmes liés à l’utilisation d’un véhicule hybride rechargeable par temps extrêmement froid,65 elle a conclu que ces véhicules sont viables pour le climat nordique s’ils sont munis d’une batterie convenant à la conduite en ville. L’étude a aussi relevé que les véhicules électriques dotés d’une batterie procurant une plus longue autonomie exigeraient que l’on mette en place un réseau de bornes de recharge rapide le long des routes des Territoires du Nord-Ouest. Une étude expérimentale plus récente a constaté une réduction d’environ 18,5 % de l’autonomie, et qu’il faut s’attendre à des complications liées à la charge des véhicules électriques en raison du froid.66

Biocombustibles de prochaine génération et hydrogène : D’autres options, comme les biocombustibles de prochaine génération et les piles à hydrogène, pourraient s’avérer utiles dans les régions où la densité énergétique est grande, notamment dans le transport routier des personnes et des marchandises, ainsi que dans le transport maritime et aérien.
Haut de la page
  • [27] Alliance pour l’ambition climatique : Les pays renouvellent leur dynamique pour intensifier l’action en 2020 et atteindre zéro émissions nettes de CO2 en 2050.
  • [28] Le gouvernement du Canada publie des projections d’émissions qui montrent une progression vers la cible climatique.
  • [29] Rogelj et al. (2015) examine le caractère approprié d’utiliser les objectifs de zéro émissions nettes de GES comme repères pour l’atteinte des cibles de températures mondiales.
  • [30] Davis et al. (2018) examine ce qu’il faudrait faire pour décarboniser la filière énergétique.
  • [31] Davis et al. (2018) propose une analyse récente des méthodes de gestion du carbone.
  • [32]Ces niveaux de réduction sont fournis à titre indicatif et reflètent les cibles gouvernementales existantes (30 % sous 2005), ainsi que les niveaux de réduction (60 % et 90 %) mentionnés dans diverses études sur les réductions profondes des émissions, comme le Projet Trottier pour l’avenir énergétique (2016), le Canadian Deep Decarbonization Pathway Project (2015) et les Perspectives énergétiques canadiennes 2018 – Horizon 2050 (2018). La stratégie canadienne de développement à faible émission de gaz à effet de serre à long terme pour le milieu du siècle examine une voie de réduction des émissions qui correspond à une diminution nette des émissions de 80 % par rapport aux niveaux de 2005.
  • [33] (Projet Trottier pour l’avenir énergétique, 2016) Le projet Trottier pour l’avenir énergétique (2016) a révélé que des initiatives en matière d’économie d’énergie peuvent éliminer une grande partie de la demande future pour le chauffage des bâtiments commerciaux.
  • [34] Pour de plus amples renseignements, voir Bataille, Sawyer et Melton (2015), Projet Trottier pour l’avenir énergétique (2016) et Vaillancourt, Bahn, Frenette et Sigvaldason (2017).
  • [35] Voir par exemple N. Rivers et B. Schaufele (2015), « Salience of carbon taxes in the gasoline market ». Journal of Environmental Economics and Management. Volume 74; J.T. Bernard et M. Kichian (2019), « The long and short run effects of British Columbia carbon tax on diesel demand », Energy Policy. Volume 131.
  • [36] Bloomberg New Energy Finance s’attend à ce que le coût des batteries s’établisse à 100 $/kWh en 2024.
  • [37] MIT Energy Initiative. 2019. Insights into Future Mobility.
  • [38] En se fondant sur les données actuelles relatives à la dégradation des batteries, (en anglais) ainsi que sur le faible niveau d’entretien et de réparation requis par les véhicules électriques, nous posons comme hypothèse que ces derniers auront une durée de vie plus longue.
  • [39] Aux fins de l’étude du secteur du transport des passagers, les véhicules pris en compte sont ceux qui pèsent moins de 4 500 kg, appelés véhicules légers. Le taux de croissance annuel historique du parc de véhicules de 2002 à 2018 a été de 1,74 %; nous projetons un taux légèrement inférieur à 1,4 %.
  • [40] Bitume mélangé à un diluant.
  • [41] Voir la figure 2-25 du plus récent rapport d’inventaire national d’ECCC.
  • [42] Par exemple, le « scénario de développement durable » de l’Agence internationale de l’énergie, paru dans World Energy Outlook, mise sur un prix du pétrole brut plus bas que dans les scénarios comportant moins de mesures politiques et une demande de pétrole brut plus forte.
  • [43] Feuille de route des PRM au Canada
  • [44] Ressources naturelles Canada, Base de données sur l’énergie dans les collectivités éloignées.
  • [45] Par camion (route toute l’année ou route d’hiver), bateau, barge ou même avion.
  • [46] Knowles, J. (2016). Power Shift: Electricity for Canada’s Remote Communities. Conference Board du Canada.
  • [47] Heerema, D. and Lovekin, D. (2019). Power Shift in Remote Indigenous Communities. The Pembina Institute.
  • [48] Les DFC correspondent au nombre de degrés Celsius (°C) où la température moyenne quotidienne est inférieure à 18°C. Les DFC à Iqaluit, au Nunavut, ont été en moyenne de 10 282 entre 1976 et 2005. En revanche, à Montréal et à Toronto, ils ont été en moyenne de 4 349 et 3 762, respectivement. À Vancouver, l’une des villes les plus chaudes au Canada, ils se sont établis en moyenne à 2 776. Ces données proviennent de l’Atlas climatique du Canada du Prairie Climate Centre.
  • [49] Moorhouse, J., Lovekin, D., Morales, V., et Salek, B. (2020). Diesel Reduction Progress in Remote Communities: Research Summary (p. 1). The Pembina Institute.
  • [50] RNCan (2017). « La mine de diamant Diavik – Territoires du Nord-Ouest ».
  • [51] RNCan (2020). « Réduire l’emploi du diesel dans les collectivités rurales et éloignées ».
  • [52] Gouvernement du Canada (2019). « Le Canada lance une initiative pour réduire la dépendance au diesel des collectivités autochtones éloignées.
  • [53] Moorhouse, J., Lovekin, D., Morales, V., and B. Salek (2020) Diesel Reduction Progress in Remote Communities: Modelling approach and methodology. The Pembina Institute.
  • [54] RNCan (2018). Feuille de route des petits réacteurs modulaires (PRM) canadiens.
  • [55] Des raccordements au réseau ont déjà été réalisés à Pikangikum, en Ontario (2018), et à Jasper, en Alberta (2019). Hydro-Québec projette de raccorder les Îles de la Madeleine au moyen d’un câble sous-marin d’ici 2025. Ce projet desservirait 6 600 clients et éliminerait chaque année la consommation de 40 millions de litres de mazout pour produire de l’électricité.
  • [56] Knowles, J. (2016). Power Shift: Electricity for Canada’s Remote Communities (p. 22 et 23). Conference Board du Canada.
  • [57] Moorhouse, J., Lovekin, D., Morales, V., and Salek, B. (2020). Diesel Reduction Progress in Remote Communities: Modelling approach and methodology. The Pembina Institute.
  • [58] RNCan (2018). « Intégration des énergies renouvelables dans les collectivités éloignées : Résumé des considérations relatives à la fiabilité électrique.
  • [59] Moorhouse, J., Lovekin, D., Morales, V., and B. Salek (2020) Diesel Reduction Progress in Remote Communities: Modelling approach and methodology (p. 3). The Pembina Institute.
  • [60] Arctic Energy Alliance (2010). « NWT Community Wood Pellet District Heating Study ».
  • [61] Arctic Energy Alliance (2012). “Inuvik Wood Pellet Infrastructure Study”.
  • [62] World Nuclear News (24 February 2020). “Finnish firm launches SMR district heating project”.
  • [63] Il est plus courant de posséder un véhicule motorisé dans les collectivités munies de routes accessibles toute l’année, mais dans les quelque 140 collectivités qui n’en n’ont pas, le nombre de propriétaires de véhicules privés peut être très faible.
  • [64] Arctic Energy Alliance (2016). « Electric Vehicle Study: Chevrolet Volt Plug-in Hybrid Electric Vehicle 2015-16 ».
  • [65] Ces problèmes comprennent la réduction de l’autonomie, l’entretien fréquent de la batterie par temps extrêmement froid, l’affaiblissement du chargeur et l’incapacité de démarrer avec une batterie auxiliaire froide.
  • [66] Norwegian Automobile Foundation (2020). “20 popular EVs tested in Norwegian winter conditions”.

Avis : Le 2 décembre 2020, par souci de clarté, une note a été ajoutée aux figures ES.8 et R.12 du présent PDF.

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