Avis : Le 2 décembre 2020, par souci de clarté, une note a été ajoutée aux figures ES.8 et R.12 du présent rapport.
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La série de rapports sur l’avenir énergétique explore diverses possibilités qui pourraient s’offrir aux Canadiens à long terme. Le présent rapport Avenir énergétique du Canada en 2020 – Projections de l’offre et de la demande énergétiques à l’horizon 2050, (« Avenir énergétique 2020 »), est le dernierné de cette lignée. Il s’agit de la première perspective de cette série qui propose des projections allant jusqu’en 2050. Tous les produits énergétiques, pour la totalité des provinces et des territoires, y sont abordés. Cette analyse se fonde sur des modèles économiques et de production d’énergie, ainsi que sur un ensemble d’hypothèses à propos des technologies, des politiques énergétiques et climatiques, des marchés de l’énergie, des comportements humains et de l’économie.
À long terme, les ambitions de réduction des émissions de gaz à effet de serre (« GES »), aussi bien à l’échelle mondiale qu’au Canada, constitueront un facteur crucial dans l’évolution du portrait énergétique. L’Avenir énergétique 2020 échafaude deux grands scénarios, dans lesquels les projections concernant l’offre et la demande d’énergie diffèrent selon l’étendue des mesures1 qui seront prises dans les années à venir pour réduire les émissions de GES. Cette analyse est étoffée par un tour d’horizon de ce qui ressortirait d’une transformation plus poussée de la filière énergétique.
Le scénario de l’évolution de la filière énergétique (« scénario Évolution ») s’attache à l’incidence de la poursuite de la tendance historique de l’intensification des mesures prises à l’échelle mondiale en matière de changements climatiques tout au long de la période de projection. Sur le plan mondial, cela entraîne une réduction de la demande pour les combustibles fossiles et, en corollaire, une baisse des prix sur les marchés internationaux. Les progrès réalisés dans les technologies à faibles émissions de carbone amènent des gains d’efficacité et une réduction des coûts. Au Canada, l’Avenir énergétique 2020 suppose qu’il y aura une série hypothétique de politiques qui tireront parti des politiques actuelles en matière de climat et d’énergie.
Le scénario de référence de la filière énergétique (« scénario de référence ») actualise ce qui constituait la projection de base servant de fondement aux rapports de la série sur l’avenir énergétique. Ce scénario mise sur un avenir dans lequel les mesures de réduction des émissions de GES se limitent à celles actuellement en place. À l’échelle mondiale, il s’ensuit une plus forte demande pour les combustibles fossiles, avec comme effet que les prix sont plus élevés comparativement au scénario Évolution. Les technologies à faibles émissions de carbone déjà en branle continuent de s’améliorer, mais à un rythme moins soutenu que dans ce dernier scénario.
La section « Vers un bilan zéro » du présent rapport Avenir énergétique 2020 examine aussi à quoi pourrait ressembler le Canada s’il décidait d’aller au-delà de la seule évolution de la filière énergétique. Cette section ne fournit pas une projection de l’avenir, mais elle consiste plutôt en une analyse de certains des principaux enjeux associés à la transition vers un écosystème carboneutre. On y donne un aperçu général des répercussions du passage à un haut degré de carboneutralité. Elle est complétée par une analyse plus poussée des incidences d’une telle transition sur certaines composantes de la filière énergétique, notamment le transport des particuliers (passagers), la production tirée des sables bitumineux et les collectivités éloignées et du Nord.
La figure SE.1 propose un schéma conceptuel des deux scénarios présentés dans l’Avenir énergétique 2020 ainsi que d’un avenir à zéro émissions nettes. Pour sa part, le tableau SE.1 ci-dessous offre une synthèse des principales différences entre le scénario Évolution et celui de référence.
Cette figure illustre les principales différences entre les deux scénarios et situe la transition présentée dans la section « Vers un bilan zéro ». L’axe vertical est une représentation théorique de l’ampleur des mesures prises en matière de réduction des émissions de GES. L’axe horizontal est une ligne de temps, soit la période de projection commençant en 2020. Avec le temps, les mesures sont de plus en plus nombreuses et, pendant la période de projection, dans le scénario Évolution, cette intensification se poursuit au rythme antérieur. Durant la période de projection, dans le scénario de référence, les mesures continuent au même niveau qu’en 2020. Dans l’analyse du bilan zéro, la cadence s’accélère par rapport aux années passées.
| Variation, en %, du coût de certaines technologies (2020 à 2050) (c) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Postulat du scénario | Prix mondial du pétrole brut (a) | Prix nord-américain du gaz naturel (b) | Solaire | Éolien, sur terre | Batteries des VE | Politiques énergétiques et climatiques au Canada | |
| Scénario Évolution | Poursuite continue des mesures prises à l’échelle mondiale et au Canada pour réduire les émissions de GES. Le rythme de l’ajout de mesures dans l’avenir continue à suivre la tendance passée. | 54 $ | 3,52 $ | -75 % | -50 % | -50 % | Se fonde sur les politiques climatiques et énergétiques actuelles auxquelles se greffe une série d’actions avec le temps. Comprend une majoration de la tarification du carbone à l’échelle de l’économie, qui atteint 75 $ la tonne en 2040 et 125 $ la tonne en 2050 (d). |
| Scénario de référence | Les mesures prises à l’échelle mondiale et au Canada pour réduire les émissions de GES ne dépassent généralement pas les seuils actuels. | 75 $ | 3,77 $ | -60 % | -11 % | -30 % | Seules les politiques actuellement en place sont prises en compte. Les prix du carbone demeurent inchangés par rapport aux programmes actuels (e). |
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La pandémie mondiale et les efforts qui ont été déployés pour y mettre fin évolueront au cours des mois et des années à venir, créant une plus grande incertitude dans les perspectives énergétiques du Canada. L’Avenir énergétique 2020 suppose que les effets aigus de la pandémie se dissiperont lentement au cours des deux ou trois prochaines années.
Au Canada, comme ailleurs dans le monde, la COVID-19 a touché toutes les facettes de la vie quotidienne. L’effet sur la consommation et la production d’énergie au Canada a été important et généralisé.
Les mesures mises en place pour endiguer le virus se sont répercutées sur les tendances relatives à la demande d’énergie au Canada. Des mesures comme les restrictions de voyage, l’adoption à grande échelle du travail à la maison et l’incidence économique plus large de la pandémie ont plombé la filière énergétique sur bien des plans. Nous estimons que la demande d’énergie pour utilisation finale au pays reculera de 6 % en 2020 par rapport à 2019, soit la plus forte baisse annuelle depuis au moins 1990. L’énergie nécessaire pour transporter les personnes et les biens sera la plus affectée en raison de la diminution des déplacements et de l’accroissement du travail et de l’apprentissage à distance. La consommation d’énergie dans le secteur industriel diminuera également, de nombreuses industries ayant freiné leurs activités à cause de la baisse de la demande pour leurs biens. Pour ce qui est du secteur commercial, la consommation d’énergie suivra la même tendance, conséquence de la diminution du taux d’occupation des immeubles comme les bureaux, les restaurants et les écoles. Quant au secteur résidentiel, il affichera une hausse de la consommation attribuable au fait que les gens passent plus de temps à la maison.
Les producteurs d’énergie au Canada n’ont pas été épargnés par la COVID-19 non plus, mais à des degrés divers selon les produits. Nous estimons que la production de pétrole brut au Canada chutera de 335 kb/j par suite de la baisse des prix. Quant à celle de gaz naturel, elle devrait demeurer relativement stable tout au long de 2020, car les prix de ce produit de base dans l’Ouest canadien sont en hausse comparativement à l’an dernier. La diminution générale de la consommation d’électricité au Canada nous porte à croire que la production reculera de 3 % en 2020.
Cette figure réunit de plusieurs graphiques et zones de texte qui font état des nombreuses répercussions de la pandémie de la COVID-19 sur la filière énergétique du Canada.
Le premier graphique présente une estimation de la variation, en pourcentage, de la demande d’énergie pour utilisation finale de six combustibles de 2020 à 2019. Par rapport à 2019, la demande d’essence a diminué de 9 % en 2020, celle de carburant diesel, de 7 % et celle de carburéacteur de 46 %. Quant à la demande d’électricité dans les secteurs commercial et industriel, elle a baissé de 12 %, tandis que celle de gaz naturel a fléchi de 4 %. À l’inverse, nous projetons une hausse de 9 % de la demande d’électricité dans le secteur résidentiel.
Les trois graphiques suivants comparent la production de pétrole brut, de gaz naturel et d’électricité en 2019 et en 2020. En 2020, nous projetons que la production de pétrole brut recule de 7 % ou 335 kb/j par rapport à 2019. Celle de gaz naturel demeure relativement stable à environ 15,2 Gpi³/j en 2019 et à 15,3 Gpi³/j en 2020. La production d’électricité recule d’environ 3 % ou 19 TWh en 2020 par rapport à l’année précédente.
Le graphique suivant illustre les prix de l’essence, du diesel et du pétrole brut de janvier à octobre 2020. Le prix de l’essence était de 1,19 $ CAN le litre au début de janvier, avant de chuter à environ 75 cents le litre à la fin d’avril; il s’est stabilisé autour de 1 $ CAN le litre de juin à octobre. Quant au prix du diesel, il s’établissait à 1,29 $ CAN le litre au début de janvier, avant de baisser à environ 89 cents le litre au début de mai et de se stabiliser autour de 1 $ CAN le litre d’août à octobre. Le prix du pétrole brut a rapidement baissé, passant d’environ 63 $ US le baril à environ 20 $ US le baril au milieu d’avril. Il s’est par la suite raffermi autour de 40 $ US le baril de juillet à octobre. Le 20 avril, le pétrole brut se négociait à -37 $ US le baril.
Le graphique suivant compare le nombre d’appareils de forage en service en 2020 et 2019. Durant ces deux années, ce nombre a fortement diminué, le sommet de quelque 250 appareils ayant été atteint en mars et en avril. En 2020, la baisse a été plus marquée; le nombre est demeuré stable autour de 25 appareils de forage en service de mai à juillet, puis a légèrement augmenté pour atteindre une cinquantaine d’appareils en septembre. En 2019, on comptait 60 appareils de forage en service d’avril à mai, nombre qui a augmenté de façon constante à partir de juin pour se situer entre 100 et 150 en septembre.
Le dernier graphique compare les volumes de raffinage de pétrole brut au Canada en 2019 et 2020. Ces volumes étaient comparables de janvier à mars, à environ 1,7 Mb/j, pendant les deux années en question. En 2019, le raffinage a légèrement diminué pour s’établir à 1,4 Mb/j de mars à mai, puis est revenu à 1,7 Mb/j. En 2020, les raffineries ont considérablement réduit leur production en mars et avril, ramenant celle-ci à quelque 1,1 Mb/j. Les volumes de raffinage ont légèrement remonté à 1,4 Mb/j en août.
Diminution de la demande de carburants pour le transport routier en raison des restrictions et des mesures liées à la COVID-19.
Creux historique de la demande de carburéacteur attribuable à la réduction du transport aérien commercial.
Les mesures de santé publique ont fait en sorte qu’un plus grand nombre de personnes travaillent de la maison, ce qui a eu pour effet d’aplanir les profils de demande d’électricité pendant la journée et d’augmenter la consommation résidentielle.
Cette augmentation de la demande résidentielle compense la baisse de la demande dans les secteurs commercial et institutionnel. Nous estimons que la demande totale d’électricité baisse de 5 %.
La demande de gaz naturel a chuté, en particulier dans le secteur pétrolier et gazier, le plus gros consommateur au Canada.
L’intensification des mesures de lutte contre les changements climatiques dans le scénario Évolution se répercute sur la consommation d’énergie future au Canada. En 2018, plus de 82 % des émissions totales de GES au pays provenait de l’énergie, la grande majorité attribuable à la consommation de combustibles fossiles.
Dans le scénario Évolution, cette consommation demeure inférieure à son sommet de 2019. Elle diminue de 12 % d’ici 2030 et de 35 % d’ici 2050. La part du charbon recule durant la présente décennie, à mesure que l’on cesse d’y avoir recours pour produire de l’électricité. La consommation de produits pétroliers raffinés (« PPR ») diminue graduellement grâce aux améliorations de l’efficacité énergétique et à l’utilisation accrue de carburants renouvelables et d’électricité. La consommation de gaz naturel croît au début de la période de projection, entraînée par une hausse de la demande d’électricité et de la production de pétrole brut et de gaz naturel en amont. Elle chute vers la fin de cette même période, à mesure que les énergies renouvelables jouent un plus grand rôle dans la production d’électricité et que les besoins en énergie pour produire des combustibles fossiles diminuent.
Le graphique montre la consommation d’énergie primaire de 2005 à 2050, selon le combustible. La part de la consommation totale d’énergie provenant des ressources renouvelables et du nucléaire, qui se chiffrait à 24 % (3 305 PJ) en 2018, atteint 38 % (4 346 PJ) en 2050.
Celle des produits pétroliers raffinés et des liquides de gaz naturel, qui s’établissait à 36 % (4 983 PJ) en 2018 recule à 29 % (3 310 PJ) en 2050 dans le scénario Évolution.
Le charbon voit sa part de la consommation d’énergie totale (5 % ou 660 PJ en 2018) fléchir pour se situer à 0,5 % (60 PJ) en 2050 dans ce même scénario.
Enfin, la part de la consommation totale d’énergie du gaz naturel, qui était de 36% (5 016 PJ) en 2018, diminue à 33 % (3 732 PJ) en 2050 dans le scénario Évolution.
Dans le scénario Évolution, la demande primaire totale diminue, passant de 13 964 PJ en 2018 à 11 465 PJ en 2050; dans le scénario de référence, au contraire, elle augmente pour atteindre 15 273 PJ au terme de la période de projection.En revanche, dans le scénario de référence, la consommation de combustibles fossiles reste relativement inchangée tout au long de la période à l’étude. Cela s’explique par des améliorations constantes sur le plan de l’efficacité énergétique, qui neutralisent la croissance démographique et l’accroissement de la production industrielle, en particulier dans les sables bitumineux.
Parallèlement, la demande entourant les sources d’énergie renouvelable comme l’hydroélectricité, l’éolien, le solaire et les biocombustibles augmente de 45 % de 2019 à 2050, selon le scénario Évolution, et celle pour l’énergie nucléaire progresse de 2 %. Combinée à la baisse de la consommation de combustibles fossiles, la part de ces sources à faibles émissions et à émissions nulles passe de 23 % en 2019 à 38 % en 2050.
Le graphique montre la consommation d’énergie primaire de 2005 à 2050, selon le combustible. La part de la consommation totale d’énergie provenant des ressources renouvelables et du nucléaire, qui se chiffrait à 24 % (3 305 PJ) en 2018, atteint 38 % (4 346 PJ) en 2050.
Celle des produits pétroliers raffinés et des liquides de gaz naturel, qui s’établissait à 36 % (4 983 PJ) en 2018 recule à 29 % (3 310 PJ) en 2050 dans le scénario Évolution.
Le charbon voit sa part de la consommation d’énergie totale (5 % ou 660 PJ en 2018) fléchir pour se situer à 0,5 % (60 PJ) en 2050 dans ce même scénario.
Enfin, la part de la consommation totale d’énergie du gaz naturel, qui était de 36% (5 016 PJ) en 2018, diminue à 33 % (3 732 PJ) en 2050 dans le scénario Évolution.
Dans le scénario Évolution, la demande primaire totale diminue, passant de 13 964 PJ en 2018 à 11 465 PJ en 2050; dans le scénario de référence, au contraire, elle augmente pour atteindre 15 273 PJ au terme de la période de projection.De nombreuses études de modélisation énergétique[2] indiquent que l’électrification accrue sera probablement une carte maîtresse de la transition de la filière énergétique. Dans le scénario Évolution, on suppose une baisse des coûts des batteries et des politiques climatiques de plus en plus strictes, ce qui entraîne une augmentation constante de la consommation d’électricité dans tous les secteurs de l’économie, qui augmente en moyenne de 1 % par année entre 2019 et 2050. Sa part de la demande pour utilisation finale passe d’environ 16 % à l’heure actuelle à plus de 27 % en 2050.
Fait notable, l’électricité occupe une place de choix dans le secteur des transports, où l’essence et le diesel dominent actuellement. À mesure qu’ils deviennent plus concurrentiels sur le plan des coûts, les véhicules de tourisme électriques réalisent une percée majeure au cours de la période de projection. À l’horizon 2050, selon le scénario Évolution, ils comptent pour la moitié de tous les achats de véhicules de tourisme neufs. À plus long terme, ce scénario table aussi sur une certaine adoption des véhicules électriques et à piles à hydrogène dans le secteur du transport de marchandises.
Pour répondre à cette demande croissante, le Canada mise davantage sur la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable. C’est ainsi que la production d’énergie éolienne, d’énergie solaire et d’énergie hydroélectrique augmente dans les projections. Selon le scénario Évolution, 90 % de la production d’électricité provient des énergies renouvelables et du nucléaire en 2050, comparativement à 81 % en ce moment.
La part de l’électricité dans la demande pour utilisation finale croît plus lentement dans le scénario de référence. Elle atteint 20 % en 2050, moment où le cinquième des véhicules de tourisme vendus est électrique. La production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable augmente également dans le scénario de référence, mais à un rythme plus lent. En 2050, le gaz naturel occupe une plus grande place dans le bouquet électrique, et les énergies renouvelables et le nucléaire comptent pour 81 % de la production.
La production de pétrole brut dans le scénario Évolution est en progression et passe de 4,9 Mb/j en 2019 à 5,8 Mb/j en 2039. Au cours de la dernière décennie de la période de projection, elle commence à reculer et se situe à 5,3 Mb/j en 2050. La croissance tient en grande partie à l’agrandissement de projets de récupération in situ dans les sables bitumineux. Les hypothèses relatives aux prix présentées dans l’Avenir énergétique 2020 sous-tendent cette croissance. Le scénario Évolution suppose que le prix du pétrole brut Brent augmente de 37 $ US de 2019 (ou $ US 2019) le baril en 2020 et plafonne à 55 $ US 2019 le baril, de 2026 à 2038, avant de reculer lentement pour s’établir à 50 $ US 2019 le baril en 2050.
La consommation de gaz naturel est aussi en hausse dans le scénario Évolution, passant de 15,7 Gpi³/j en 2019 à 18,4 Gpi³/j en 2040, alimentée par l’augmentation des exportations de GNL, qui devraient atteindre 4,9 Gpi³/j en 2039. L’essentiel de cette croissance provient des ressources de gaz de réservoirs étanches de la formation de Montney, en particulier en Colombie-Britannique. Après 2040, la production de gaz naturel s’essouffle lentement pour s’établir à 16,8 Gpi³/j en 2050.
Ce graphique montre la production de gaz naturel, selon le type, de 2005 à 2050 dans le scénario Évolution, ainsi que la production totale dans le scénario de référence. En 2005, la production totale se chiffrait à 17,0 Gpi³/j, ce qui comprenait les 4,7 Gpi³/j de la production tirée de réservoirs étanches et de formations schisteuses. Dans le scénario Évolution, la production totale est en hausse pour atteindre 16,8 Gpi³/j en 2050, du fait, principalement, d’une augmentation de la production tirée de réservoirs étanches et de formations schisteuses, qui monte à 15,1 Gpi³/j. Dans le scénario de référence, la production de gaz naturel s’élève à 23,2 Gpi³/j en 2050.
Le scénario de référence mise sur une production future plus élevée pour le pétrole brut et le gaz naturel. L’explication vient de prix du pétrole brut beaucoup plus élevés, de volumes supérieurs d’exportations de GNL, de prix modérément à la hausse du gaz naturel et de l’absence de nouvelles politiques climatiques au Canada.
Ce graphique montre la production de gaz naturel, selon le type, de 2005 à 2050 dans le scénario Évolution, ainsi que la production totale dans le scénario de référence. En 2005, la production totale se chiffrait à 17,0 Gpi³/j, ce qui comprenait les 4,7 Gpi³/j de la production tirée de réservoirs étanches et de formations schisteuses. Dans le scénario Évolution, la production totale est en hausse pour atteindre 16,8 Gpi³/j en 2050, du fait, principalement, d’une augmentation de la production tirée de réservoirs étanches et de formations schisteuses, qui monte à 15,1 Gpi³/j. Dans le scénario de référence, la production de gaz naturel s’élève à 23,2 Gpi³/j en 2050.
Deux grandes questions persistent au sujet de la filière énergétique du Canada : la disponibilité de pipelines pour l’exportation de pétrole brut et la capacité ferroviaire. Ces questions ont une incidence sur l’évolution des prix et de la production du pétrole au pays. Le rapport Avenir énergétique 2020 pose comme autre hypothèse que l’augmentation de la capacité pipelinière se réalisera selon les dates annoncées du projet Keystone XL, du projet de remplacement de la canalisation 3 et du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain. Cette hypothèse ne doit pas être interprétée comme un appui ou une prédiction concernant l’un ou l’autre des projets. La section « Scénarios et hypothèses » du présent rapport explique plus en profondeur les hypothèses relatives à l’infrastructure.
Si les projets pipeliniers annoncés se réalisent selon les échéanciers prévus, le pétrole brut disponible pour l’exportation depuis l’Ouest canadien demeure en-deçà de la capacité pipelinière totale au cours des 30 prochaines années dans les deux scénarios.
Ce graphique montre la capacité actuelle et annoncée des pipelines d’exportation de pétrole brut comparativement à la quantité projetée de brut disponible à l’exportation. La capacité pipelinière augmente, passant de 2,9 Mb/j en 2010 à 6,2 Mb/j en 2050. Par ailleurs, les exportations de pétrole brut par train, qui étaient inexistantes en 2010, s’accroissent à 0,2 Mb/j en 2050, tout comme la quantité de brut disponible à l’exportation, qui passe de 4,2 Mb/j en 2019 à 4,9 Mb/j en 2035, avant de reculer à 4,6 Mb/j en 2050.
Note : Même si le scénario Évolution prévoit que, dans un certain nombre d’années, le pétrole brut disponible pour l’exportation pourrait être considérablement inférieur à la capacité pipelinière totale, cela ne doit pas être interprété comme si le rapport sur l’avenir énergétique en concluait qu’un pipeline devrait ou non être construit. Le rapport n’évalue pas les nombreux facteurs qui permettent d’évaluer si un pipeline est requis, notamment la valeur de l’accès à de nouveaux marchés et l’apport d’une capacité pipelinière de réserve afin de pouvoir réagir à des changements temporaires ou durables sur les marchés.
Le rapport Avenir énergétique 2020 évoque un éventail de possibilités quant à l’évolution de la consommation de combustibles fossiles au Canada à l’origine d’émissions de GES au pays. Dans le scénario de référence, la croissance de la consommation de combustibles fossiles au Canada est limitée. Dans le scénario Évolution, cette consommation diminue constamment jusqu’en 2050. Durant la même période, néanmoins, les combustibles fossiles continuent d’occuper une large part des sources d’énergies du scénario Évolution en 2050.
Manifestement, une économie sobre en carbone exigera un changement encore plus profond de la filière énergétique canadienne. La section intitulée « Vers un bilan zéro » du présent rapport examine les écueils et les possibilités uniques associés à une décarbonisation profonde. On y décrit ce qu’un bilan nul pourrait signifier pour le Canada et on s’intéresse à trois segments de l’écosystème énergétique canadien pour fournir une analyse plus détaillée. Ces segments sont le transport routier des passagers, les sables bitumineux et les collectivités éloignées et du Nord. L’équilibre exact entre l’élimination et l’émission de GES dans l’atmosphère en 2050 n’est pas encore net. Ce qui est certain, c’est que la probabilité que le Canada atteigne son objectif ambitieux de carboneutralité augmente à mesure que diminuent les émissions du secteur énergétique. La figure SE.9 trace les grandes lignes de cette analyse; la section « Vers un bilan zéro » fournit de plus amples renseignements.
Le développement continu des technologies à faibles émissions de carbone sera essentiel à l’atteinte des objectifs de 2050. Dans une filière énergétique carboneutre, l’équipement et les procédés employés pour fournir de l’énergie seront très différents de ceux d’aujourd’hui.
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 si la mise au point et l’adoption des technologies nécessaires doivent se produire.
La filière énergétique est hautement intégrée. L’évolution de chaque composante de la filière énergétique dépendra de leurs particularités et des tendances nationales et internationales.
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.
“La neutralité carbone, aussi désignée « zéro émissions nettes » de GES ou « carboneutralité » 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.
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
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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