Résultats

Cette section présente les résultats des projections d’Avenir énergétique 2021, dont l’attention est principalement centrée sur le scénario d’évolution des politiques. Ces projections ne font pas office de prédictions, mais bien de possibilités pour l’avenir fondées sur les hypothèses décrites dans la section précédente. De nombreux facteurs et incertitudes influeront sur les tendances futures. Les principales incertitudes sont exposées dans chaque section.

Pour une description des diverses manières d’accéder aux données sur lesquelles repose la présente analyse, y compris les tableaux complets des données des scénarios d’évolution des politiques et des politiques actuelles, le lecteur est invité à consulter la section « Explorer les données liées à l’avenir énergétique ».

Macroéconomie

L’économie joue un rôle de premier plan dans le portrait énergétique. La croissance économique et démographique, la production industrielle, l’inflation et les taux de change sont autant de facteurs qui influent sur l’évolution de l’offre et de la demande d’énergie.

À court terme, l’économie poursuit graduellement sa reprise à la sortie de la pandémie de COVID-19. Comme l’illustre la figure R.1, le produit intérieur brut (« PIB ») réel total^{Définition *} du Canada a reculé de 5,3 % en 2020 et augmente de 5,7 % en 2021.

Figure R.1 – Reprise de la croissance du PIB à la suite d’un recul marqué en 2020

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La figure R.2 présente des projections à long terme des principaux indicateurs économiques. La croissance économique (rajustée en fonction de l’inflation) s’établit en moyenne à 1,6 % par année pendant la période de projection, tant dans le scénario d’évolution des politiques que dans celui des politiques actuelles, celle de ce dernier étant légèrement plus élevée. La croissance projetée pendant la période à l’étude est plus faible en général que celle de 1990 à 2018 pour diverses raisons, au nombre desquelles figurent le vieillissement de la population et le ralentissement de la croissance économique mondiale.

Figure R.2 – Indicateurs économiques (2019 à 2050) – scénarios des politiques en évolution et des politiques actuelles

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Demande d’énergie

La présente section se penche d’abord sur les projections de la demande d’énergie secondaire^{Définition *} (ou « demande pour utilisation finale ») sous l’angle de la consommation d’énergie par secteur de l’économie, puis échafaude des projections de la demande d’énergie primaire^{Définition *} pour l’ensemble de l’économie. La demande pour utilisation finale comprend l’électricité et l’hydrogène. Quant au combustible servant à produire de l’électricité et de l’hydrogène, il entre dans la demande primaire. Les données historiques, principalement tirées du tableau disponibilité et écoulement d’énergie de Statistique Canada, sont étoffées par certains renseignements provenant d’Environnement et Changement climatique Canada (« ECCC »), de Ressources naturelles Canada et de diverses sources provinciales.

Affichez nos données sur la demande d’énergie selon la région, le secteur, la source de combustible et le scénario grâce à notre outil interactif de visualisation, Explorer l’avenir énergétique du Canada.

Explorez un résumé de la demande d’énergie dans nos fiches de renseignements sur l’Avenir énergétique 2021 : Demande d’énergie.

À court terme, la consommation d’énergie suit les tendances macroéconomiques. Nous estimons que la demande s’est contractée de 8 % en 2020 et projetons qu’elle augmentera en 2021 et 2022. À long terme, selon le scénario d’évolution des politiques, la consommation d’énergie au Canada diminue jusqu’en 2050. Les figures R.3 et R.4 présentent une ventilation de la consommation d’énergie selon le secteur; on y constate des baisses partout, les plus marquées étant dans le secteur industriel (y compris le pétrole et le gaz en amont) et les transports. Ces reculs sont attribuables à des facteurs comme des gains d’efficacité énergétique, l’électrification plus prononcée du secteur des transports^{Note de bas de page 16} et la présence de diverses politiques comme la tarification du carbone. En contrepartie, la croissance économique et l’augmentation à court terme de la production de pétrole brut exercent une certaine pression à la hausse sur la consommation d’énergie. Toutefois, la croissance économique est plus lente que dans le passé, et la production de pétrole brut et de gaz naturel finit par diminuer. Le scénario des politiques actuelles mise sur une croissance modérée de la demande pendant la période de projection (mais à des niveaux inférieurs à ceux des dernières années), vu l’absence de nouvelles politiques climatiques outre celles déjà en place, une hausse de la production de pétrole brut et de gaz naturel et une électrification moins étendue.

Figure R.3 – Diminution de la demande pour utilisation finale dans tous les secteurs dans le scénario d’évolution des politiques

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Figure R.4 – Culmination de la consommation d’énergie pour utilisation finale en 2019, puis recul à long terme dans le scénario d’évolution des politiques

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Dans le scénario d’évolution des politiques, les tendances concernant la consommation d’énergie varient selon le secteur et le type d’énergie (figure R.5). Ces tendances tiennent à de nombreux facteurs, dont les composantes macroéconomiques, les tendances dans la production d’énergie, les gains d’efficacité énergétique, les politiques, les progrès technologiques et l’évolution des marchés. Voici les grandes lignes :

• Dans les secteurs résidentiel et commercial, l’amélioration de l’efficacité des appareils et des enveloppes des bâtiments réduit la consommation globale d’énergie. La hausse de la tarification du carbone et le perfectionnement de la technologie favorisent l’usage plus répandu des thermopompes dans les bâtiments, réduisant du même coup la consommation de gaz naturel. Le mélange de gaz naturel renouvelable et d’hydrogène dans les flux gazeux a aussi comme effet de réduire la consommation de gaz naturel. Ce phénomène est attribuable à une combinaison d’hypothèses sur le plan des politiques (voir la section « Scénarios et hypothèses ») et de facteurs économiques à long terme, à mesure que la tarification du carbone augmente et que les coûts des technologies diminuent.
• Dans le secteur industriel, les tendances varient selon les industries. L’efficacité du secteur pétrolier et gazier s’améliore, et la croissance de la production ralentit, puis plafonne. La production de gaz naturel reste relativement stable dans un premier temps, puis recule. L’extraction in situ^{Définition *} des sables bitumineux par solvant contribue grandement à réduire l’intensité énergétique dans la deuxième moitié de la période de projection. À plus long terme, l’hydrogène amène une diminution de la consommation de gaz naturel, en particulier dans des secteurs clés comme les fonderies et les aciéries, les cimenteries, le raffinage et le pétrole et le gaz. Parallèlement, l’utilisation accrue du captage et du stockage du carbone exerce une pression à la hausse sur la demande d’énergie, ce procédé nécessitant lui-même de l’énergie.
• Une transformation notable vers de plus faibles émissions s’opère dans le secteur des transports. Les produits pétroliers raffinés (« PPR »)^{Définition *} comme l’essence, le diesel et le carburéacteur ont traditionnellement dominé ce secteur, une situation qui commence à changer dans le scénario d’évolution des politiques. Dans ce dernier, on pose comme hypothèse que l’objectif annoncé récemment par le gouvernement fédéral visant à ce que tous les véhicules neufs vendus d’ici 2035 soient des véhicules zéro émission (« VZE »)^{Définition *} est atteint, et qu’il y aura assez de batteries et de véhicules électriques hybrides rechargeables pour répondre à la demande^{Note de bas de page 17}. Cela réduit considérablement la demande d’essence dans la projection. Le transport de marchandises par des véhicules électriques, en particulier des camions légers à moyens et à pile à hydrogène (moyens à lourds), ainsi que le transport en commun de plus en plus électrifié (autobus électriques), augmente de façon constante dans les années 2030 et 2040. L’ajout de biocombustibles à l’essence et au diesel augmente par rapport à la situation actuelle dans les deux scénarios, favorisé par des politiques comme le Règlement fédéral sur les combustibles propres.

Figure R.5 – Évolution de la demande d’énergie pour utilisation finale selon le secteur et le combustible dans le scénario d’évolution des politiques

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Dans la présente analyse, la demande d’énergie primaire correspond à la quantité totale d’énergie consommée au Canada. On calcule la demande primaire en additionnant l’énergie consommée pour produire de l’électricité et de l’hydrogène à la demande totale pour utilisation finale, puis en soustrayant la demande pour utilisation finale liée à l’électricité et à la vapeur. La demande primaire est plus élevée que la demande pour utilisation finale en raison de facteurs comme la perte de chaleur dans la production de l’électricité par des moyens thermiques et l’énergie requise pour la production d’hydrogène. Cela suppose qu’il faut plus d’une unité de gaz naturel ou de charbon pour produire la même unité d’énergie d’électricité et, de même, qu’il faut plus d’une unité de gaz naturel ou d’énergie renouvelable pour produire une unité d’énergie d’hydrogène.

La figure R.6 présente la demande primaire selon le combustible dans le scénario d’évolution des politiques en regard de la demande primaire totale du scénario des politiques actuelles. Dans le premier cas, la demande totale diminue graduellement, résultat d’une réduction de la consommation de combustibles fossiles. La demande de charbon recule considérablement avec l’élimination progressive des centrales qui s’en approvisionnent. Pour ce qui est de la demande des produits pétroliers raffinés, elle fléchit à mesure que s’améliore l’efficacité énergétique et que s’accélère l’électrification des transports. La demande de produits pétroliers non énergétiques, comme l’asphalte, les lubrifiants et les charges d’alimentation, demeure relativement stable. Celle de gaz naturel croît lentement jusqu’en 2025 environ, alimentée par la production de pétrole brut en hausse et son utilisation accrue dans la production d’électricité. De 2025 à 2050, la demande totale de gaz naturel diminue de façon constante, en réaction à la baisse de la production de pétrole brut et de gaz naturel (découlant de gains d’efficacité et, à terme, d’une baisse de la production), l’amélioration de l’efficacité énergétique, son remplacement en partie par des énergies renouvelables dans la production d’électricité, et le mélange de gaz naturel renouvelable et d’hydrogène dans le flux de gaz naturel. En contrepartie, son utilisation pour produire de l’hydrogène et l’usage accru du CSC dans la production industrielle d’électricité et d’énergie au moyen du gaz naturel compense en partie cette baisse.

Entraînée par l’électrification accrue de l’utilisation finale, la demande totale d’électricité augmente de façon constante dans le scénario d’évolution des politiques. Cela se traduit par une demande stable d’énergie nucléaire et une croissance de l’énergie renouvelable, alors que de grands projets hydroélectriques sont menés à terme et que les coûts des énergies éolienne et solaire continuent de baisser. Les énergies renouvelables occupent une place de plus en plus grande dans le bouquet énergétique. L’apport accru de carburants renouvelables dans les combustibles liquides et le gaz naturel contribue aussi à soutenir la croissance de la demande d’énergies renouvelables.

Figure R.6 – Diminution graduelle de la demande primaire et accroissement de la part des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique du scénario d’évolution des politiques

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La consommation d’énergie fléchit alors que le Canada enregistre une croissance économique et démographique. Il s’ensuit une réduction de l’intensité énergétique, mesurée par la consommation d’énergie par personne ou par dollar de PIB réel. C’est ce qu’illustre la figure R.7. Dans le scénario d’évolution des politiques, de 2019 à 2050, le PIB réel et la population connaissent une hausse respective de 60 % et de 27 %. La consommation d’énergie primaire, pour sa part, diminue de 25 %. Ces tendances amènent une baisse, de 2019 à 2050, de plus de 50 % de la consommation d’énergie par dollar de PIB réel et de 40 % par personne dans ce même scénario.

Figure R.7 – Croissance de l’économie plus rapide que celle de la consommation d’énergie, et diminution de l’intensité énergétique dans le scénario d’évolution des politiques et celui des politiques actuelles

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Pétrole brut

Le Canada produit du pétrole brut^{Définition *} à des fins d’exportation et de raffinage pour utilisation intérieure. La production moyenne de pétrole brut du pays a tourné autour de 4,9 millions de barils par jour (« Mb/j ») (784 milliers de mètres cubes par jour (« 10³m³/j »)) en 2019. Elle a diminué de 5 % en 2020, en grande partie en raison de la pandémie de
COVID-19, mais elle était revenue aux niveaux de 2019 à la fin de 2020. Au cours des dernières années, la croissance de la production est surtout venue des sables bitumineux. Sur le plan régional, la production provient principalement de l’Alberta et le reste, de la Saskatchewan et du large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador^{Note de bas de page 18}.

La figure R.8 compare la production de pétrole brut au Canada selon le type dans le scénario d’évolution des politiques en regard de la production totale dans le scénario des politiques actuelles. Dans le premier, la production canadienne de pétrole brut atteint un sommet de 5,8 Mb/j (930 10³m³/j) en 2032, avant de reculer pour se situer à 4,8 Mb/j (756 10³m³/j) en 2050, une diminution de 4 % par rapport à 2021. À titre de comparaison, la production culmine à 6,7 Mb/j (1 137 10³m³/j) en 2044 dans le scénario des politiques actuelles, en raison d’hypothèses de prix plus élevés et de l’absence de mesures liées aux politiques nationales et mondiales en matière de climat.

Affichez nos données sur la production de pétrole brut selon la région, le type et le scénario grâce à notre outil interactif de visualisation, Explorer l’avenir énergétique du Canada.

Explorez un résumé de la production de pétrole brut dans nos fiches de renseignements sur l’Avenir énergétique 2021 : Production tirée des sables bitumineux et Production de pétrole classique, de réservoirs étanches et de schistes.

Figure R.8 – Culmination de la production totale de pétrole brut en 2032, puis diminution jusqu’en 2050, dans le scénario d’évolution des politiques

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La croissance de la production provenant des sables bitumineux se poursuit à court terme, atteignant un sommet en 2032, avant de reculer quelque peu jusqu’en 2050, dans le scénario d’évolution des politiques. La figure R.9 présente la production tirée des sables bitumineux selon la méthode d’exploitation dans le scénario d’évolution des politiques; la figure R.10 fait de même en fonction du type d’installations. La croissance provient surtout des projets de récupération in situ. Dans ce scénario, l’essentiel de la croissance de la production tient à des agrandissements de projets existants, dont la rentabilité est assurée par des prix plus fermes et des améliorations technologiques qui amènent des gains de productivité.

La production de pétrole classique^{Définition *}, de réservoirs étanches^{Définition *} et de schistes^{Définition *} se répartit entre le pétrole léger^{Définition *} et le pétrole lourd^{Définition *}, selon la densité API^{Définition *}. En 2020, 51 % de la production de pétrole classique de l’Ouest canadien tombait dans la seconde catégorie; le pétrole léger comptait pour le reste, à 49 %. La croissance à court terme de la production dans ces catégories s’explique principalement par l’augmentation de la production de pétrole léger en Alberta et de pétrole lourd en Saskatchewan. Si la production de pétrole léger, en particulier en provenance des réservoirs étanches augmente, c’est surtout parce que les producteurs préfèrent cibler des puits qui ont un taux de production initiale élevé et un rendement du capital rapide. En Saskatchewan, la production de pétrole lourd suit une tendance haussière du fait que les coûts s’y rattachant y sont faibles et que les taux de production des puits y diminuent lentement (figure R.11).

La plus grande partie de la production de condensats^{Définition *} actuelle et projetée provient de l’Alberta, bien que la croissance durant la période de projection vienne principalement de cette province et de la Colombie Britannique, où les producteurs se concentrent sur les formations de gaz naturel riche en liquides, comme celles de Montney et de Duvernay (figure R.12). Les condensats sont utilisés comme diluant^{Définition *} pour le bitume et le pétrole lourd.

Dans le scénario d’évolution des politiques et celui des politiques actuelles, la production au large des côtes de Terre-Neuve diminue graduellement, comme le montre la figure R.13. Aucune nouvelle découverte n’est envisagée dans ce scénario d’évolution des politiques. D’autres découvertes et projets de mise en valeur pourraient modifier ces tendances. Dans le scénario des politiques actuelles, nous posons comme hypothèses qu’il y aura de nouvelles découvertes et que la production de pétrole commencera en 2032.

Figure R.9 – Culmination de la production tirée des sables bitumineux in situ en 2032 et diminution tout au long de la période de projection dans le scénario d’évolution des politiques

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Figure R.10 – Production tirée des sables bitumineux – installations actuelles et ajouts projetés dans le scénario d’évolution des politiques

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Figure R.11 – Diminution constante de la production de pétrole classique, de pétrole de réservoirs étanches et de pétrole de schiste dans le scénario d’évolution des politiques, après une brève hausse durant les cinq prochaines années

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Figure R.12 – Production de condensats stimulée par la demande croissante de diluants dans le scénario d’évolution des politiques

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Figure R.13 – Diminution constante de la production de pétrole au large de Terre-Neuve jusqu’en 2050 dans les scénarios d’évolution des politiques et des politiques actuelles

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La disponibilité d’oléoducs et de capacité ferroviaire pour l’exportation de pétrole brut constitue un enjeu clé pour la filière énergétique canadienne depuis plusieurs années, ce qui influe sur l’évolution des prix et de la production de pétrole au pays. Quand la capacité totale d’exportation est à son maximum, cela peut creuser les écarts de prix, en particulier lors d’interruptions imprévues. La figure R.14 est une comparaison – offerte à titre d’illustration – de nos projections de l’approvisionnement en pétrole brut et de la capacité totale d’exportation des pipelines existants, des projets d’agrandissement envisagés et de la capacité ferroviaire structurelle^{Note de bas de page 19}. Cette comparaison nous permet de comprendre si des contraintes de capacité pipelinière pourraient se répercuter sur la production de pétrole brut dans nos scénarios. Cependant, nous ne rajustons pas nos projections de production de pétrole brut en fonction d’éventuelles contraintes.

Dans le scénario d’évolution des politiques, la disponibilité de pétrole brut à l’exportation à partir de l’Ouest canadien reste inférieure à la capacité totale hypothétique d’exportation pendant toute la période de projection. Toutefois, au milieu des années 2030, l’écart entre la capacité et l’offre est faible. Dans ce scénario d’Avenir énergétique 2021, nous n’évaluons pas si une capacité pipelinière supplémentaire serait nécessaire pour éviter de limiter la production de pétrole brut canadien sous les seuils envisagés tout au long de la période de projection.

Dans le scénario des politiques actuelles, l’approvisionnement en produit dépasse la capacité pipelinière pendant la majeure partie de cette même période. Cela dénote de façon manifeste qu’en l’absence d’une capacité pipelinière additionnelle, la production serait limitée sous les seuils projetés.

Dans Avenir énergétique 2021, nous n’examinons pas les subtilités de l’interaction entre l’infrastructure pipelinière et l’offre et la demande d’énergie. Par exemple, une capacité pipelinière de réserve peut être avantageuse pour les producteurs de pétrole brut, car elle leur procure la possibilité d’accéder à des marchés plus lucratifs ou d’éviter que les activités d’entretien ou les interruptions imprévues aient des répercussions. L’excédent de capacité et la sous-utilisation à long terme des pipelines peuvent entraîner une hausse des droits pipeliniers pour les producteurs de pétrole brut. L’analyse de ces facteurs dépasse la portée d’Avenir énergétique 2021. Nous tenons à mettre en garde les lecteurs qui seraient tentés de tirer de conclusions définitives de la comparaison hypothétique présentée à la figure R.14.

Il est également important de noter l’incertitude possible associée à l’estimation de la capacité pipelinière totale disponible et de la capacité ferroviaire structurelle du fait qu’elle est le résultat de nombreuses hypothèses clés. Le tableau R.1 décrit les hypothèses relatives à l’infrastructure à la base de la figure R.14. La capacité disponible des réseaux pipeliniers existants pourrait être supérieure ou inférieure à ce qu’indique la figure R.14, parce que la situation de ceux-ci évolue. Il est aussi possible que la capacité ferroviaire structurelle pour transporter le brut soit un peu plus élevée ou moins élevée que ce que montre cette figure.

Figure R.14 – Comparaison de la capacité d’exportation par pipelines et de la capacité ferroviaire structurelle, la capacité des oléoducs par rapport à l’approvisionnement total disponible à l’exportation dans les scénarios des politiques en évolution et des politiques actuelles

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Tableau R.1 – Hypothèses de capacité pipelinière pour la figure R.4

Dynamique du marché mondial des combustibles fossiles et répercussions sur l’évolution de la production canadienne

Les scénarios d’évolution des politiques et des politiques actuelles examinent l’incidence des tendances politiques en constant changement, tant au pays qu’à l’échelle mondiale, sur la filière énergétique canadienne. Les résultats révèlent que les diverses hypothèses avancées se répercutent grandement sur les projections de la production de pétrole brut et de gaz naturel au Canada. Cela fait de l’action climatique future – en particulier à l’échelle mondiale, avec ses répercussions sur la demande et les prix mondiaux – une des principales incertitudes quant aux niveaux de production au Canada. De façon générale, les projections de production d’Avenir énergétique2021 mènent à des conclusions semblables à celles des travaux réalisés ailleurs dans le monde par l’Agence internationale de l’énergie (« AIE ») (en anglais) et de sociétés comme BP (en anglais) et Shell (en anglais), soit que l’intensification des mesures de lutte contre les changements climatiques se traduira par une réduction de la production.

Au cours des dernières années, de plus en plus d’analyses de scénarios ont été publiées sur ce que signifie l’atteinte de la carboneutralité d’ici 2050 pour la filière énergétique mondiale. La figure R.15 illustre l’évolution de la demande mondiale de pétrole et de gaz naturel selon divers scénarios examinant plusieurs niveaux de décarbonation. La plage de scénarios présentée ici est large et va du statu quo et à la carboneutralité complète. En ce qui concerne la demande mondiale de pétrole, ces scénarios prévoient une baisse variant de 37 % à 73 % d’ici 2050, par rapport aux niveaux actuels. Dans le cas du gaz naturel, la demande mondiale s’étend d’une hausse de 68 % à une baisse de 54 % d’ici 2050, toujours par rapport aux niveaux actuels.

Figure R.15 – Croissance de la demande mondiale de gaz naturel et de pétrole selon divers scénarios proposés par d’autres entités internationales

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Description

Description : Ce graphique compare les projections de la demande de pétrole et de gaz de plusieurs organisations, indexées aux niveaux de 2010, qui correspondent à 1. À l’horizon 2050, la demande mondiale de gaz se profile comme suit selon divers scénarios : statu quo de BP (1,68), évolution rapide de BP (1,25), zéro émission nette de BP (0,80), scénario de référence de 2021 de l’AIE (1,62), engagements annoncés de zéro émission nette de l’AIE (1,09), politiques énoncées de l’AIE (1,61), zéro émission nette d’ici 2050 de l’AIE (0,35), développement durable de l’AIE (0,71). À l’horizon 2050, la demande mondiale de pétrole se décline comme suit selon divers scénarios : statu quo de BP (1,05), évolution rapide de BP (0,59), zéro émission nette de BP (0,34), scénario de référence de 2021 de l’AIE (1,40), engagements annoncés de zéro émission nette de l’AIE (0,92), politiques énoncées de l’AIE (1,25), zéro émission nette d’ici 2050 de l’AIE (0,28), développement durable de l’AIE (0,56).

Si les hypothèses avancées dans les scénarios à zéro émission nette de base proposés à l’échelle internationale devaient se matérialiser, il est permis de penser que les marchés mondiaux du pétrole brut et du gaz naturel seraient grandement touchés. Les prix mondiaux et nord-américains de ces produits dans le scénario de zéro émission nette de base d’ici 2050 de l’AIE sont nettement inférieurs à ceux imaginés dans le scénario d’évolution des politiques d’Avenir énergétique 2021. Dans son rapport Vers un Canada carboneutre, l’Institut canadien des choix climatiques indique que seuls les scénarios de prix du pétrole élevés et de fort taux d’élimination du dioxyde de carbone permettent de croire que la production de pétrole au Canada se maintiendra aux niveaux actuels à long terme. Cela laisse à penser que dans un monde à zéro émission nette, il pourrait y avoir une forte baisse de la production de pétrole et de gaz naturel au pays.

La production canadienne de combustibles fossiles dans un contexte de zéro émission nette dépendra de nombreux facteurs, dont les suivants :

• les prix sur les marchés;
• l’évolution de la demande de pétrole léger et de pétrole lourd des raffineries;
• le coût de la réduction des émissions en amont dans la production de pétrole et de gaz au Canada;
• l’étendue de l’adoption des technologies utilisant du gaz naturel sobre en carbone (comme la production d’hydrogène avec CSC, la production d’électricité et l’utilisation du CSC dans les industries ainsi que le recours au gaz naturel pour le captage direct dans l’air).

De plus, la production de pétrole et de gaz naturel au Canada exige elle-même une grande quantité d’énergie. Par le fait même, l’incertitude entourant la trajectoire que prendra la production future constitue aussi une inconnue quant à la suite des choses en ce qui a trait à la demande d’énergie et aux émissions de GES au pays. Dans le scénario d’évolution des politiques, le secteur pétrolier et gazier accapare environ 20 % de la demande de combustibles fossiles inaltérés au Canada en 2050, en baisse par rapport à aujourd’hui (environ 30 %). Les tendances mondiales futures relativement au pétrole et au gaz, et leur incidence sur les investissements et la production au pays, joueront vraisemblablement un grand rôle dans la transition du Canada vers un bilan zéro.

Gaz naturel

Le Canada produit du gaz naturel^{Définition *} à des fins d’utilisation intérieure et d’exportation. La production canadienne moyenne de gaz naturel commercialisable s’est établie à 15,5 Gpi³/j, ou 438 millions de mètres cubes par jour (« Mm³/j »), en 2020.

La production de gaz naturel de l’Alberta est demeurée relativement stable depuis quelques années, tandis que celle de la Colombie-Britannique a augmenté de façon constante depuis 2010. Divers facteurs sont à l’origine de la hausse, notamment les suivants :

• les forages visant à évaluer les ressources de gaz naturel en vue d’approvisionner les exportations de gaz naturel liquéfié (« GNL »)^{Définition *} à partir de la côte ouest du pays;
• les liquides de gaz naturel^{Définition *} présents dans la formation de réservoirs étanches de Montney, qui motivent les activités de forage et de production, malgré la baisse des prix;
• les percées technologiques en matière de forage horizontal et de fracturation hydraulique^{Définition *}.

Dans le scénario d’évolution des politiques, la production de gaz naturel se maintient près des niveaux de 2020 de quelque 15,5 milliards de pieds cubes par jour (« Gpi³/j ») pendant l’essentiel des 20 prochaines années. Les nouveaux investissements dans la production visant à fournir les volumes d’exportation de GNL présumés soutiennent la production. En l’absence de ces investissements, la production diminuerait, vu les prix hypothétiques du gaz naturel en Amérique du Nord et les coûts associés aux politiques climatiques du pays qui sont envisagées. Au tournant de 2040, moment où on présume que les exportations de GNL se stabiliseront, la production totale de gaz naturel commence à fléchir, puis s’établit à 13,1 Gpi³/j vers 2050. La plus grande partie de la croissance de la production servant à alimenter les exportations de GNL vient de la Colombie-Britannique, qui devance l’Alberta à ce chapitre à partir de 2028^{Note de bas de page 21}.

Dans le scénario des politiques actuelles, la production de gaz naturel continue d’augmenter à long terme pour atteindre 22,2 Gpi³/j (627,4Mm³/j) vers 2050. Les projections de ce scénario sont étayées par des hypothèses de prix plus élevés, l’absence de mesures futures de lutte contre les changements climatiques aux échelles nationale et mondiale et les exportations de GNL plus fortes.

Affichez nos données sur la production de gaz naturel selon la région, le type et le scénario grâce à notre outil interactif de visualisation, Explorer l’avenir énergétique du Canada.

Explorez un résumé de la production de gaz naturel dans nos fiches de renseignements sur l’Avenir énergétique 2021 : Production de gaz naturel et Offre et utilisation de liquides de gaz naturel.

Figure R.16 – Diminution de la production totale de gaz naturel dans le scénario d’évolution des politiques, et hausse à long terme dans celui des politiques actuelles

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La figure R.17 montre la production de gaz naturel selon le type de produit dans le scénario d’évolution des politiques. On y observe qu’elle est de plus en plus constituée de gaz naturel de réservoirs étanches^{Définition *} provenant de la formation de Montney, en Alberta et en Colombie-Britannique, qui a déjà connu une forte croissance au cours des cinq dernières années. En contrepartie, la production de gaz naturel de réservoirs étanches dans la formation Deep Basin, en Alberta, diminue. La production de gaz de schiste^{Définition *} dans les formation de Duvernay et de Horn River est minime, tandis que celle de gaz dissous^{Définition *} recule et celle de méthane de houille^{Définition *} enregistre une forte baisse pendant la période de projection.

Figure R.17 – La production de gaz naturel est de plus en plus constituée de gaz de réservoirs étanches de la formation de Montney dans le scénario d’évolution des politiques

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La figure R.18 illustre la production totale dans le scénario d’évolution des politiques, répartie entre la production justifiée par les prix du marché et la production supplémentaire motivée par les exportations de GNL. Cette dernière repose sur notre hypothèse selon laquelle un bloc de 75 % de la charge d’alimentation en GNL provient d’une production supplémentaire qui n’existe que parce qu’il y a une capacité d’exportation de ce produit. L’autre bloc de 25 % de la charge d’alimentation est tiré de la production motivée par le marché (c.-à-d. la production justifiée par des prix hypothétiques du gaz en Amérique du Nord). La figure R.18 montre qu’en l’absence d’une production supplémentaire pour soutenir les exportations de GNL, la production diminuerait constamment pendant la période à l’étude pour s’établir à 9,5 Gpi³/j (267,7 Mm³/j) en 2050.

Figure R.18 – Production de gaz naturel soutenue par les exportations de GNL dans le scénario d’évolution des politiques

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Les exportations de gaz naturel vers l’ouest des États-Unis ont augmenté ces dernières années. Durant la dernière décennie, les importations sont demeurées relativement stables, tournant autour de 2 à 3 Gpi³/j (57 à 85 Mm³/j). Elles pourraient se relever à mesure que s’accroît la capacité de transport du nord-est des États-Unis vers le carrefour Dawn, en Ontario.

La figure R.19 ventile la production commercialisable totale dans le scénario d’évolution des politiques en trois catégories : la demande commercialisable canadienne, les volumes d’exportation hypothétiques de GNL et les exportations nettes implicites restantes. Ces dernières se font surtout par pipelines et sont calculées en soustrayant la demande intérieure et les exportations de GNL de la production canadienne de gaz naturel^{Note de bas de page 22}. Elles diminuent tout au long de la période de projection, en réaction à la production, à la consommation et aux exportations de GNL dont l’évolution est exposée plus haut dans la présente section. La baisse des exportations nettes implicites restantes ne signifie pas nécessairement que les exportations autres que de LGN suivent la même tendance, mais simplement que l’écart entre les importations et les exportations autres que de LGN est moins grand.

Figure R.19 – Forte croissante des exportations de GNL dans le bilan de l’offre et de la demande de gaz naturel et diminution de la demande intérieure à long terme dans le scénario des politiques en évolution

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Liquides de gaz naturel

Les liquides de gaz naturel (« LGN »)^{Définition *} sont produits parallèlement au gaz naturel, de même qu’à partir des sables bitumineux et dans les raffineries. La production de gaz naturel est la principale source de LGN au Canada. La demande de certains LGN ajoute de la valeur à la production de gaz naturel et a été à l’origine de l’augmentation du nombre de forages ciblant celui-ci. À la tête d’un puits, le gaz naturel brut est majoritairement composé de méthane, mais il renferme souvent des LGN comme l’éthane^{Définition *}, le propane^{Définition *}, des butanes^{Définition *}, des condensats et d’autres
pentanes^{Définition *}.

La figure R.20 révèle que la production totale de LGN augmente d’environ 10 % jusqu’en 2050 dans le scénario d’évolution des politiques; elle s’établit à 1 159 kb/j (184 10³m³/j) en 2020. La hausse est presque entièrement attribuable aux condensats^{Définition *}, dont les volumes s’accroissent de 28 % d’ici 2050. Des condensats, ainsi que des butanes, sont en effet ajoutés au bitume afin de le diluer et d’en faciliter le transport par pipelines et par wagons-citernes. La demande de condensats a eu et continuera d’avoir une incidence sur le nombre de forages ciblant des gisements^{Définition *} du gaz naturel riche en LGN.

La production de propane et de butanes augmente durant la période de projection dans le scénario d’évolution des politiques. La demande de ces LGN s’intensifie à moyen terme en raison d’une hausse de la consommation dans le secteur pétrochimique en Alberta; cela pourrait se répercuter sur les volumes d’exportation de propane et de butanes.

L’éthane est en grande partie extrait dans les grandes usines de traitement de gaz naturel^{Définition *} que l’on trouve sur les principaux gazoducs de l’Alberta et de la Colombie-Britannique. En 2020, il représentait 20 % de la production de LGN du pays. De son côté, la production d’éthane demeure stable dans le scénario d’évolution des politiques, parce que sa récupération dans le flux gazeux est limitée par la capacité d’extraction et les installations pétrochimiques de l’Alberta, qui restent inchangées selon notre hypothèse. Les surplus d’éthane produit sont réintroduits dans le flux gazeux du réseau à des fins de consommation finale sous forme de gaz naturel. Ces volumes ne sont pas inclus dans les données sur la production d’éthane.

Dans le scénario des politiques actuelles, la production totale de LGN augmente de 70 % pour atteindre 1 967 kb/j (313 10³m³/j). Cette hausse tient à la croissance de la production de gaz naturel dans ce scénario. Les condensats arrivent en tête des augmentations de production dans ce scénario, passant de 349 kb/j (56 10³m³/j) en 2020 à 770 kb/j (122 10³m³/j) en 2050, un gain de 121 %.

Figure R.20 – Croissance de la part des condensats dans la production de LGN dans le scénario d’évolution des politiques

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La figure R.21 montre l’éthane extrait du flux de gaz naturel et celui qui n’est pas récupéré (ce qui comprend l’éthane réinjecté dans le flux de gaz naturel). La croissance de la production d’éthane non récupéré dénote un potentiel croissant de récupération de celui-ci, dans l’éventualité d’un futur accroissement de la capacité des installations d’extraction d’éthane et de pétrochimie^{Note de bas de page 24}.

Figure R.21 – Potentiel d’éthane

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La figure R.22 montre la production totale de propane en fonction de son utilisation. Le propane est utilisé de différentes façons au Canada dans tous les secteurs d’activité et, au cours des prochaines années, on projette que la demande de l’industrie pétrochimique augmentera, avec la mise en service du projet The Heartland Complex^{Note de bas de page 25}. Les exportations de propane vers les États-Unis ont considérablement augmenté depuis une dizaine d’années, par suite d’une hausse de la demande intérieure de ce pays et de ses propres exportations. En 2019, les exportations de propane à partir de la côte ouest de la Colombie-Britannique ont commencé sous forme de gaz de pétrole liquéfié (« GPL »). Ces exportations pourraient continuer d’augmenter, et il existe un potentiel pour d’autres projets et d’importantes nouvelles exportations de GPL. Au vu des tendances récentes de la croissance des exportations et du potentiel à ce chapitre dans l’industrie pétrochimique au-delà des projections, on pourrait assister à un resserrement à plus long terme sur le marché canadien si la production de propane devait plafonner puis reculer légèrement, comme l’envisage le scénario d’évolution des politiques.

Figure R.22 – Utilisation de propane

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Électricité

Dans le scénario d’évolution des politiques, la demande d’électricité augmente de 47 % de 2021 à 2050, comme le montre la figure R.23. Cette hausse s’explique par une croissance de tous les secteurs, les transports et la production d’hydrogène venant en tête de peloton. Dans les transports, l’électrification offre une solution de rechange dans un secteur dominé depuis longtemps par l’utilisation des produits pétroliers raffinés (« PPR »)^{Définition *}. La production d’hydrogène contribue aussi à la hausse de la demande d’électricité, que l’on utilise dans le procédé d’électrolyse.

Figure R.23 – Croissance constante de la demande d’électricité dans le scénario d’évolution des politiques

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À l’heure actuelle, l’électricité représente environ 16 % de la demande d’énergie pour utilisation finale au Canada. Dans le scénario d’évolution des politiques, la demande d’électricité (à l’exception de celle utilisée pour produire de l’hydrogène) augmente à un taux annuel moyen de 1 % pendant la période de projection, ce qui porte la part de la demande d’électricité pour utilisation finale à 30 % d’ici 2050. Voir la figure R.24^{Note de bas de page 26}.

Figure R.24 – Part de la demande d’électricité pour utilisation finale selon le secteur et total dans le scénario d’évolution des politiques

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Le Canada dispose d’un potentiel considérable de ressources renouvelables, dont l’hydroélectricité, l’éolien, la biomasse et l’énergie solaire. La capacité de production d’électricité et les tendances en la matière ont subi de profonds changements au cours des dix dernières années et les projections d’Avenir énergétique 2021 continuent d’évoluer. La figure R.25 montre la capacité installée totale au Canada selon le type de combustible, et la figure R.26, la production d’électricité, toujours selon le type de combustible. Au début de la période de projection, les énergies renouvelables et le gaz naturel contribuent au remplacement graduel de la production au charbon^{Note de bas de page 27}. Celui-ci recule plus rapidement que dans les projections antérieures, notamment parce que de récentes annonces de sociétés (en anglais) portent à croire qu’il sera progressivement éliminé du bouquet énergétique de l’Alberta d’ici 2023. À plus long terme, la chute des coûts se traduit par une forte croissance des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques, comme l’énergie éolienne et l’énergie solaire. La production d’énergie nucléaire reste plutôt stable pendant la période de projection, tout en étant très variable selon les années, en raison de la remise à neuf de centrales nucléaires en Ontario dans la première moitié de cette même période. La part de la production d’électricité produite à partir de sources à faibles émissions et à émissions nulles (énergies renouvelables, nucléaire et combustibles fossiles avec CSC) passe de 82 % actuellement à 95 % en 2050^{Note de bas de page 28}.

La production éolienne et solaire augmente aussi dans le scénario des politiques actuelles. Cependant, vu les prix plus bas du carbone et les coûts plus élevés de ces énergies, la production d’électricité au moyen de celles-ci augmente dans une moindre proportion, et on constate que la part du gaz naturel est relativement plus élevée que dans le scénario d’évolution des politiques. En 2050, le gaz naturel procure 16 % de la production totale d’électricité dans le scénario des politiques actuelles. La part des énergies renouvelables et des sources sans émissions augmente pour s’établir à 83 % vers 2050, par rapport à 95 % dans le scénario d’évolution des politiques.

Figure R.25 – Hausse marquée de la capacité de production d’électricité dans le scénario d’évolution des politiques

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Figure R.26 – Évolution de la production d’électricité selon le type de combustible primaire dans le scénario d’évolution des politiques

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L’essor des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques s’explique par la baisse des coûts, des avancées technologiques et une meilleure intégration des sources d’énergie renouvelable variable (« ERV »)^{Définition *}, comme l’éolien et le solaire. La figure R.27 révèle que d’ici 2050, diverses régions du Canada ajouteront une capacité éolienne et solaire. Ainsi, la capacité totale de production de l’éolien augmente à 57 gigawatts (« GW ») et celle du solaire, à 26 GW. Après 2030, le solaire est la forme d’énergie renouvelable qui connaît l’essor le plus rapide.

Figure R.27 – Accroissement de la capacité de production tirée des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques dans le scénario d’évolution des politiques

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Dans le scénario d’évolution des politiques, l’intégration des énergies éolienne et solaire – dont la production fluctue selon les conditions de vent et l’ensoleillement – est soutenue de plusieurs façons. D’autres formes d’énergie, comme l’hydroélectricité et le gaz naturel, viennent en renfort à ces énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques. Dans ce scénario, les interconnexions entre les provinces se font plus courantes, notamment entre le Manitoba et la Saskatchewan et entre l’Alberta et la Colombie-Britannique. Ces interconnexions se traduisent par un important commerce interprovincial dans l’Est canadien et au Canada atlantique, commerce qui pourrait s’accroître davantage si des projets comme la boucle atlantique qui est proposée augmentent la capacité de transport. Cette nouvelle capacité de commerce de l’électricité aide des régions à intégrer de plus grandes quantités d’énergie à puissance variable comme l’éolien et le solaire. Enfin, le scénario d’évolution des politiques table sur environ 25 GW de stockage d’énergie à grande échelle dans des batteries, par suite de la chute des coûts de stockage ainsi que de ceux des énergies renouvelables, en particulier le solaire. Le stockage est particulièrement important pour les gros ajouts d’énergie solaire.

Le Canada est un exportateur net d’électricité vers les États-Unis. De grandes quantités d’électricité font aussi l’objet d’un commerce entre les provinces, particulièrement dans l’Est. En raccordant des réseaux électriques de différentes régions, les exploitants peuvent tirer parti des particularités régionales des sources d’approvisionnement, des formes d’énergie renouvelable variable disponibles et des périodes de pointe de la demande. La figure R.28 montre les exportations nettes projetées du Canada, de même que le volume de l’ensemble du commerce entre les provinces. Ce commerce demeure toutefois relativement faible comparativement à la production totale^{Note de bas de page 29}.

Figure R.28 – Exportations nettes et commerce interprovincial d’électricité

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Affichez nos données sur l’électricité selon la région, la source et le scénario grâce à notre outil interactif de visualisation, Explorer l’avenir énergétique du Canada.

Explorez un résumé de la production d’électricité dans nos fiches de renseignements sur l’Avenir énergétique 2021 : Électricité.

Hydrogène

Depuis quelques années, l’hydrogène à faible intensité carbonique suscite de plus en plus d’intérêt comme combustible dans la transition du Canada et du reste du monde vers une économie sobre en carbone. Ces dernières années, beaucoup de pays, dont le Canada, ont rendu publiques leurs stratégies pour l’hydrogène. Avenir énergétique 2021 est la première édition dans la série Avenir énergétique du Canada à consacrer une section entière à l’offre et à la demande d’hydrogène. On y présente également un tableau sur l’hydrogène dans l’annexe des données en ligne.

Dans la présente section, nous nous concentrons sur l’utilisation de l’hydrogène en tant que vecteur énergétique, produit à partir de méthodes qui émettent peu ou pas de CO₂^{Note de bas de page 30}. Seuls les projets qui ont été annoncés à l’heure actuelle sont pris en compte dans le scénario des politiques actuelles.

Dans le scénario d’évolution des politiques, la demande totale d’hydrogène augmente pour atteindre 4,7 mégatonnes (« Mt »), ou 565 PJ, vers 2050. C’est ce que montre la figure R.29. Ce volume représente 6 % de la demande totale d’énergie pour utilisation finale. À l’horizon 2050, le secteur industriel consomme 65 % de l’hydrogène produit, où il sert principalement à la production d’acier, à l’exploitation des sables bitumineux et à la production de produits chimiques et d’engrais. Pour sa part, le secteur des transports compte pour 25 % de la demande d’hydrogène, où il remplace surtout le diesel dans le transport des marchandises par camions sur de longues distances et le transport maritime. La dernière tranche de 10 % de la demande d’hydrogène est utilisée dans les secteurs résidentiel et commercial, où, mélangé au gaz naturel, il sert à chauffer les bâtiments et l’eau.

Figure R.29 – Demande d’hydrogène selon le secteur

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La figure R.30 présente la demande d’hydrogène par province. On observe que c’est en Alberta qu’elle est la plus forte, où il compte pour 53 % de la demande totale en 2050. La demande relativement élevée dans cette province est attribuable à sa composition industrielle actuelle et à sa capacité de produire de l’hydrogène à partir du gaz naturel en utilisant le CSC, dont les coûts sont quelque peu inférieurs à ceux de l’électrolyse au début de la période de projection. L’utilisation future de l’hydrogène en Alberta est axé sur l’exploitation des bitumineux, où il remplace le gaz naturel comme source de chaleur industrielle. D’ici 2050, la demande d’hydrogène dans le secteur industriel albertain représente 76 % de la demande totale de la province.

Figure R.30 – Demande d’hydrogène selon la région

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Étant donné notre hypothèse selon laquelle la production d’hydrogène vise à satisfaire à la demande locale (sans commerce international ou interprovincial), elle correspond donc à la demande. Ainsi, dans le scénario d’évolution des politiques, le Canada produit 4,7 Mt d’hydrogène à l’horizon 2050, l’équivalent de sa demande intérieure, et l’Alberta vient en tête (production de 2,5 Mt en 2050).

Dans les premières années de la projection, le gaz naturel produit avec CSC est la technologie dominante pour la production d’hydrogène. À mesure qu’on se rapproche de la fin de la période, l’électrolyse alimentée au moyen d’électricité du réseau et d’énergies renouvelables réservées à cet usage devient concurrentielle sur le plan des coûts. Vers 2050, le gaz naturel avec CSC compte pour 57 % de la production totale (figure R.31). La production par électrolyse à partir d’électricité provenant d’énergies renouvelables réservées et du réseau représente respectivement 33 % et 9 % de la production totale. La production de la plupart des régions au Canada se fait à partir de ces deux sources d’énergie. C’est en Ontario que la production d’hydrogène à partir d’électricité y est la plus élevée, soit 54 % de la production totale du genre au Canada. D’ici 2050, près de 90 TWh d’électricité seront utilisés pour produire 1,8 Mt d’hydrogène. Par ailleurs, le procédé au gaz naturel associé au CSC utilise plus de 230 PJ de gaz naturel pour produire 2,69 Mt d’hydrogène.

Figure R.31 – Production d’hydrogène selon la technique

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Émissions de gaz à effet de serre

À l’heure actuelle, au Canada, il existe un lien étroit entre la consommation d’énergie et les émissions de GES. Environnement et Changement climatique Canada (« ECCC ») produit les projections officielles du Canada en matière d’émissions pour la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques [PDF]^{Note de bas de page 31}.

Les émissions de GES du Canada proviennent principalement de l’utilisation de combustibles fossiles, lesquels fournissent la plus grande partie de l’énergie servant au chauffage des foyers et des commerces, au transport des marchandises et des personnes et au fonctionnement de l’équipement industriel. Les émissions associées à l’énergie représentaient 82 % de toutes les émissions de GES au Canada en 2018^{Note de bas de page 32}. Exception faite des ressources énergétiques, on retrouve la manutention des déchets ainsi que les procédés agricoles et industriels au nombre des responsables de la tranche restante des émissions.

La figure R.32 ventile la demande primaire totale des combustibles fossiles inaltérés, à l’origine de la plus grande partie des émissions de GES au Canada, et les sources à faibles émissions (énergies renouvelables, nucléaire, combustibles fossiles utilisant le captage et stockage du CO₂, combustibles fossiles servant à d’autres fins que la combustion^{Note de bas de page 34}). Par rapport aux niveaux de 2019, la consommation de combustibles fossiles inaltérés diminue de 19 % en 2030, de 45 % en 2040 et de 62 % en 2050. Pendant ce temps, les sources sobres en carbone prennent du galon et représentent 67 % de la consommation d’énergie en 2050, comparativement à seulement 31 % en 2021.

Les tendances varient selon les combustibles fossiles. L’utilisation du charbon recule considérablement au cours de la période de projection en raison de son élimination progressive de la production d’électricité^{Note de bas de page 35}. Celle des produits pétroliers raffinés comme l’essence et le diesel fléchit graduellement tout au long de la période à l’étude. Dans les premières années, cette réduction tient des gains d’efficacité et au recours accru au mélange de biocarburants; à long terme, ce phénomène s’explique par l’électrification plus répandue dans le secteur des transports. La consommation de gaz naturel continue d’augmenter au tout début de la période de projection en raison du rôle toujours plus important que celui-ci joue dans la production d’électricité et dans l’accroissement de la production des sables bitumineux. À plus long terme, la tendance s’inverse, mais l’utilisation associée au captage et stockage de carbone augmente énormément dans les applications industrielles et la production d’électricité ainsi que dans la production d’hydrogène sobre en carbone.

Figure R.32 – Demande primaire totale selon le type

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Dans le scénario d’évolution des politiques, la modification des proportions des combustibles fossiles consommés se traduit par une baisse des émissions de GES liées à la combustion par unité d’énergie produite à partir des combustibles fossiles, en raison tout particulièrement de la diminution de la consommation de charbon jusqu’en 2030. Le déploiement de la technologie de captage et stockage du CO₂ (« CSC ») dans les installations industrielles réduit également l’intensité des GES associés à la consommation de combustibles fossiles à long terme. Comme l’indique la figure R.33, l’intensité des émissions venant des combustibles fossiles recule de 9% par rapport à 2019 et de 16 % par rapport à 2005 dans ce même scénario. À l’horizon 2050, elle est inférieure de 29 % à celle de 2019 et de 35 % en regard de celle de 2005. Il s’ensuit des réductions des émissions si l’on tient compte de la diminution de la consommation de combustibles fossiles, leur consommation totale en 2030 étant inférieure de 16 % à celle de 2019 et de 6 % par rapport à 2005. Vers 2050, la consommation totale de combustibles fossiles s’établit à 46 % sous le niveau de 2019 et à 40 % sous celui de 2005. En tenant compte des réductions des émissions des produits ne servant pas à la combustion, comme celles de méthane, puis en prenant en considération les droits d’émission achetés à l’étranger (par exemple par le Québec, dans le cadre de l’entente de plafonnement et d’échange conclue avec la Californie), il serait possible de réduire encore plus cette intensité.

Figure R.33 – Baisse marquée de l’intensité des émissions des combustibles fossiles en raison de la plus grande part du gaz naturel, de la réduction de celle du charbon et d’une adoption plus forte du CSC dans le scénario d’évolution des politiques

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Date de modification :

2023-11-29