La Régie a publié un errata relatif au rapport
Vers un bilan zéro – scénarios relatifs à l’électricité
L’un des principaux objectifs de l’Accord de Paris de 2015 est de limiter l’augmentation de la température de la planète bien en deçà de 2 degrés Celsius, tout en s’efforçant de contenir cette hausse à 1,5 degré. Des études scientifiques ont démontré que limiter l’augmentation de la température de la sorte exige d’énormes réductions des émissions de GES, pierre angulaire de l’atteinte de zéro émission nette d’ici 2050Note de bas de page 41. Au moment de produire le présent rapport, en août 2021, quelque 130 pays, dont le Canada, s’étaient donné des cibles de zéro émission nette d’ici 2050, ou en envisageaientNote de bas de page 42. Le Canada s’est fixé des cibles pour réduire les émissions du pays de 40 à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030 et atteindre zéro émission nette d’ici 2050.
Plus de 82 % des émissions de GES du Canada proviennent des procédés de production et de consommation d’énergie. Pour atteindre l’objectif de zéro émission nette d’ici 2050, des changements transformationnels doivent être apportés dans la façon dont les Canadiens produisent et consomment l’énergie. On peut penser qu’un bilan zéro exigera des changements plus profonds que ceux que nous modélisons dans Avenir Énergétique 2021 ou dans les rapports antérieurs de la collection Avenir énergétique du Canada.
Dans la présente section, nous introduisons six nouveaux scénarios, qui explorent des trajectoires vers zéro émission nette dans le secteur de l’électricité au pays. Cette analyse est un jalon important dans la modélisation d’une filière énergétique à zéro émission nette dans la série Avenir énergétique du Canada.
Qu’entend-on par « bilan zéro » ou « zéro émission nette »?
Le bilan zéro, aussi appelé « zéro émission nette » fait référence à un équilibre entre les émissions anthropiques (d’origine humaine) de GES et l’élimination de celles-ci de l’atmosphère. Cela comprend les émissions non liées à l’énergie provenant de l’utilisation des terres, de l’agriculture et de la production industrielle, en plus de celles de la filière énergétique. Un bilan zéro ne signifie pas pour autant qu’il faille nécessairement éliminer toutes les émissions partout. On peut plutôt équilibrer les émissions résiduelles en perfectionnant les puits biologiques et les technologies à émissions négatives. Le point d’équilibre exact entre l’élimination et l’émission de GES dans l’atmosphère n’est pas encore bien défini. Ce qui est manifeste, c’est que la probabilité que le Canada atteigne son objectif ambitieux de zéro émission nette augmente à mesure que diminuent les émissions du secteur énergétique.
La section Vers un bilan zéro de notre rapport Avenir énergétique 2020 analysait la signification de « bilan zéro » (ou zéro émission nette) et de ce que l’atteinte de zéro émission nette de GES pourrait signifier pour la filière énergétique du Canada.
Pourquoi cibler le secteur de l’électricité?
Dans la présente analyse, nous portons notre attention sur le secteur de l’électricité en reconnaissant le rôle central qu’il joue sur la voie du bilan zéro De nombreuses modélisations du climat et évaluations de la filière énergétique ont démontré que l’atteinte d’un monde à zéro émission nette passe par un secteur de l’électricité à zéro émission nette ou à émissions négatives et une plus grande contribution de l’électricité dans le bouquet énergétique pour utilisation finale. À titre d’exemple, le Rapport spécial du GIEC sur les conséquences d’un réchauffement planétaire de 1,5 C (en anglais) révèle que les trajectoires qui limiteraient le réchauffement planétaire à moins de 1,5 °C comprennent une diminution rapide de l’intensité carbonique de la production d’électricité et un accroissement de l’électrification dans l’utilisation finale de l’énergie.
L’électricité a des particularités uniques qui en font une composante de premier plan dans les trajectoires de décarbonation les plus profondes. Il existe déjà des technologies bien établies et prêtes sur le plan commercial à participer à la décarbonation de ce secteur. Les coûts de nombreuses technologies à émissions faibles ou nulles ont diminué au cours des dix dernières années, les rendant plus attrayantes pour les investisseurs des services publics d’électricité. L’électricité est aussi une forme d’énergie hautement polyvalente. La conversion de l’électricité en services d’énergie pour utilisation finale peut se faire avec une très grande efficacité et sans qu’il y ait d’émissions au point de consommation.
L’un des grands défis de la décarbonation en profondeur à la grandeur de l’économie est la distribution des émissions de GES. Par exemple, des millions de véhicules émettent des GES durant la combustion des carburants qui les font se mouvoir. De même, dans des millions de bâtiments, on brûle des combustibles fossiles pour le chauffage, ce qui émet de grandes quantités de GES. Quand on électrifie les utilisations finales de l’énergie, on élimine les émissions de GES au point de consommation. L’électrification de ces utilisations à l’échelle d’un secteur de l’électricité décarboné (c.-à-d. dans lequel l’électricité est produite avec des émissions de GES faibles ou nulles) peut réduire davantage ces émissions à la grandeur de l’économie. Pour cette raison, des décideurs de partout dans le monde jugent l’électrification de l’utilisation finale de l’énergie comme une composante essentielle de la lutte contre les changements climatiques.
Dans la quête d’un bilan zéro, le secteur de l’électricité au Canada jouit d’une longueur d’avance, puisqu’environ 82 % de cette forme d’énergie produite au pays provient déjà de sources qui n’émettent pas de GES comme l’hydroélectricité, l’énergie nucléaire, l’énergie éolienne et l’énergie solaire. Ce pourcentage est en croissance, et les émissions liées à la production restante ont considérablement diminué au cours des 20 dernières années. L’intensité des émissions de GES provenant de la production d’électricité au Canada a reculé de 45 %, passant de 220 g d’équivalent CO2 (« g d’éq. CO2 »)/kWh en 2005 à 120 g d’éq. CO2/kWh en 2019Note de bas de page 43.
Le rôle vital du secteur de l’électricité canadien dans l’atteinte de zéro émission nette a retenu l’attention des décideurs de toutes les administrations au pays. Comme on l’indique dans l’annexe sur les politiques, de nombreux programmes et politiques ont été mis en œuvre par les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux au Canada pour réduire les émissions de GES du secteur de l’électricité et promouvoir l’électrification des utilisations finales. C’est ainsi que le plan climatique renforcé du Canada, intitulé Un environnement sain et une économie saine, prévoit des investissements d’environ 4 milliards de dollars pour accroître l’approvisionnement en électricité plus propre, moderniser les réseaux électriques du pays et rendre l’électrification des utilisations finales abordable.
Méthodes et hypothèses
Notre modélisation du secteur de l’électricité au Canada dans un monde à zéro émission nette commence par la production et la consommation d’électricité du scénario d’évolution des politiques. À partir de ces résultats, nous adoptons trois démarches différentes :
- Nous approfondissons notre analyse du secteur de l’électricité en appliquant un modèle de planification et de simulation des activités du réseau d’électricité. Ce modèle retient et exploite la combinaison optimale de technologies de production d’électricité qui permet de réduire au minimum le coût total tout en répondant à la demande future.
- Pour chaque province, nous supposons une demande d’électricité plus élevée que dans le scénario d’évolution des politiques, de manière à atteindre un niveau plus élevé d’électrification de l’utilisation finale qui concorde avec les attentes d’un avenir à zéro émission nette.
- Nous supposons l’adoption de mesures climatiques plus contraignantes, comme un prix du carbone plus élevé, que dans le scénario d’évolution des politiques. Le résultat escompté est qu’une tarification du carbone assez élevée incitera le secteur de l’électricité à faire la transition vers un environnement à zéro émission nette.
Étant donné l’incertitude qui entoure les coûts et la viabilité de différentes technologies sobres en carbone, de nombreuses trajectoires s’offrent pour parvenir à un réseau d’électricité à zéro émission nette. Pour cette raison, l’analyse échaude six scénarios qui examinent certaines des grandes incertitudes. Selon les scénarios, nous modifions les principales données de départ, comme la demande, la tarification du carbone et la disponibilité des technologies. Le scénario central de cette partie de l’analyse s’appelle le scénario à zéro émission nette de base de l’électricité (« NZE »). Le tableau NZ.1 présente la prémisse et les caractéristiques fondamentales de ce scénario et des autres envisagés.
Tableau NZ.1 ‒ Prémisse et caractéristiques des scénarios à zéro émission nette de base de l’électricité
| Scénario | Justification | Possibilités d’accroissement de la capacité | Autres particularités |
|---|---|---|---|
| Carboneutralité de base | Le resserrement constant des politiques du Canada en matière de climat pourrait rendre le carbone plus cher et porter l’électrification de la demande d’énergie pour utilisation finale à des niveaux supérieurs à ceux des hypothèses avancées dans le scénario d’évolution des politiques. |
Technologies de production : cycle combiné au gaz naturel, cycle simple au gaz naturel et cycle combiné au gaz naturel avec CSCNote de tableau a, éolien, solaire, hydroélectricité, nucléaire classique et PRM Stockage de l’électricité Transport interprovincial |
La demande d’électricité est de 10 % à 30 % supérieure à celle du scénario d’évolution des politiques selon la province. La tarification du carbone est supérieure à celle du scénario d’évolution des politiques et atteint 300 $/tonne (« t ») de CO2, en dollars de 2020, vers 2050. |
| Tarification du carbone élevée | Il est vraisemblable que des mesures plus contraignantes en matière de climat soient nécessaires pour amener les réseaux énergétiques à un bilan zéro, d’où un prix du carbone plus élevé que ce qui est envisagé dans le scénario de zéro émission nette de base. | Même que dans le scénario de zéro émission nette de base |
Même demande d’électricité que dans le scénario de neutralité de base Le prix du carbone atteint 800 $/t de CO2, en dollars de 2020, vers 2050. |
| Demande plus forte | Une électrification plus poussée est envisageable, vu l’incertitude entourant des mesures particulières en matière de climat et les avancées technologiques. | Même que dans le scénario de zéro émission nette de base |
La demande d’électricité est de 15 % à 45 % plus élevée que dans le scénario d’évolution des politiques selon la province. Même prix du carbone que dans le scénario de zéro émission nette de base |
| Transport limité | L’expansion d’un réseau de transport interprovincial est coûteuse et le moment où des investissements seront faits est incertain. Par conséquent, il se peut que l’aménagement de nouvelles installations de transport interprovinciales ne soit pas possible. | Même que dans le scénario de zéro émission nette de base, mais sans nouvelles installations de transport interprovincial | Même demande d’électricité et même prix du carbone que dans le scénario de zéro émission nette de base |
| Hydrogène | L’hydrogène comme technologie pour décarboner l’économie suscite beaucoup d’intérêt. De ce fait, on peut penser qu’on disposera d’hydrogène à faible coût et sans carbone pour produire de l’électricité. | Toutes les options du scénario de zéro émission nette de base et, en sus, des technologies de production d’électricité au moyen de l’hydrogène | Même demande d’électricité et même prix du carbone que dans le scénario de zéro émission nette de base |
| Bioénergie avec CSC | Les technologies à émissions négatives occupent une place importante dans les scénarios à zéro émission nette de base précédents. Dans cette optique, la production d’électricité à partir de la biomasse jumelée au CSC est attrayante, car, dans un même procédé, on produit de l’électricité et on élimine le dioxyde de carbone de l’atmosphère. Il est donc plausible qu’il soit possible de produire de l’électricité à partir de la biomasse jumelée au CSC dans un proche avenir. | Toutes les options du scénario de zéro émission nette de base et, en sus, la technologie de production d’électricité au moyen de la biomasse avec CSCNote de tableau a | Même demande d’électricité et même prix du carbone que dans le scénario de zéro émission nette de base |
Tous les scénarios ont comme dénominateur commun des hypothèses fondamentales, comme les coûts des technologies, les prix des combustibles et les profils horaires de la demande. Le tableau NZ.2 présente des coûts en capital hypothétiques des technologies de production et de stockage.
Tableau NZ.2 ‒ Coûts en capital hypothétiques liés à la technologie (en $ CAN 2020/kW) par année d’investissement
| Technologies | Groupe | Coût en capital dans l’année d’investissement | ||
|---|---|---|---|---|
| 2030 | 2040 | 2050 | ||
| Cycle simple du gaz naturel | Gaz naturel | 950 | 950 | 950 |
| Cycle combiné du gaz naturel | Gaz naturel | 1 300 | 1 300 | 1 300 |
| Cycle combiné de gaz naturel avec CSC | Gaz naturel avec CSC | 3 000 | 2 500 | 2 000 |
| Solaire | Solaire | 972 | 604 | 376 |
| Éolien | Éolien | 1 115 | 868 | 676 |
| Hydroélectricité | Hydroélectrique | 4 000 | 4 000 | 4 000 |
| Nucléaire | Nucléaire | 7 000 | 7 000 | 7 000 |
| Petit réacteur modulaire | Nucléaire | 7 000 | 6 000 | 5 000 |
| Cycle simple d’hydrogène | Hydrogène | 1 625 | 1 560 | 1 430 |
| Cycle combiné d’hydrogène | Hydrogène | 1 813 | 1 813 | 1 813 |
| Biomasse avec CSC | Biomasse avec CSC | 4 752 | 4 512 | 4 299 |
| Stockage d’électricité dans des batteries (durée de stockage de quatre heures) | Stockage | 425 | 275 | 190 |
|
Notes : Quand cela s’applique, on prend en compte une réduction des coûts en capital associés au perfectionnement de la technologie et à l’apprentissage. |
||||
Autres hypothèses simplificatrices dans l’analyse de la consommation d’électricité carboneutre :
- L’analyse ne porte que sur les dix provinces et ne tient pas compte des réseaux électriques des trois territoires.
- Quelques autres technologies de production sobres en carbone qui ont récemment suscité de l’intérêt, comme les énergies géothermique et marémotrice, la biomasse classique et l’énergie éolienne extracôtière, n’ont pas été retenues.
- Le stockage de l’électricité se limite aux batteries ayant une capacité de 4 heures.
- La gestion axée sur la demande et le ressources électriques distribuées sont exclues.
- Seule la production reliée au réseau électrique est modélisée.
- Le commerce de l’électricité avec les États-Unis ne pas pris en compte dans la modélisation.
La présente analyse repose sur le module d’électricité horaire du système de modélisation du rapport sur l’avenir énergétique (voir l’annexe 2), qui optimise les investissements dans la capacité et l’exploitation des réseaux électriques provinciaux à des intervalles d’une heure. Le commerce interprovincial de l’électricité est également modélisé. Le but premier du modèle est de construire et d’exploiter un parc d’unités de production optimal qui réduirait au minimum le coût total lié à la satisfaction de la demande d’électricité au Canada en fonction des hypothèses des scénarios. Nous concluons cette analyse avec la période allant de 2030 à 2050. Nous présentons ici les résultats pour 2030 et 2050, les deux années pour lesquelles le Canada s’est fixé d’importants objectifs de réduction des émissions.
Démarche relative aux émissions du secteur de l’électricité dans la présente analyse d’un réseau électrique à bilan zéro
Les scénarios à zéro émission nette de base examinés dans la présente section visent à voir comment le réseau électrique du Canada pourrait se transformer dans une optique plus large de transition vers un bilan zéro de l’ensemble de la filière énergétique. Dans une économie à zéro émission nette, il est possible que certains secteurs continuent d’émettre des GES, qui devraient alors être compensées par l’élimination d’émissions par d’autres secteurs à un prix donné.
Par conséquent, dans notre analyse, nous n’amenons pas le secteur de l’électricité à être entièrement carboneutre au cours d’une année en particulier. Nous misons plutôt sur le prix hypothétique du carbone, qui sert de substitut au coût de l’élimination du carbone, ainsi que sur de possibles options technologiques pour calculer les émissions ultimes de carbone du secteur. Nos conclusions sur l’intensité des émissions révèlent qu’en comptant sur la bioénergie avec CSC, si elle est disponible, le secteur de l’électricité pourrait être à émissions négatives. D’autres scénarios montrent une réduction spectaculaire de l’intensité des émissions du réseau en regard des niveaux actuels, mais l’atteinte d’un bilan zéro pourrait nécessiter des mesures de compensation modérées par rapport aux options d’élimination du carbone, comme des solutions naturelles ou le captage direct dans l’air.
Résultats
Approvisionnement en électricité selon le scénario de zéro émission nette de base
Dans la présente section, nous nous attardons d’abord sur les conclusions du scénario de zéro émission nette de base, puis nous examinons celles des autres scénarios. La figure NZ.1 illustre la distribution de la capacité de production d’électricité installée au Canada selon la technologie dans le scénario de zéro émission nette de base.
Dans ce scénario, les technologies de production sans émissions (hydroélectricité, nucléaire, solaire et éolien) et le stockage d’électricité comptent pour 80 % de la capacité de production installée en 2030. Vers 2050, elles représentent 89 %. En outre, on dote des centrales au gaz naturel d’unités de CSC à faibles émissions en Alberta et en Saskatchewan. Selon nos conclusions, ces installations fournissent une puissance d’environ 5,6 GW vers 2050. La production venant du gaz naturel jumelée au CSC compte pour environ 2 % de la capacité totale des provinces et 8 % de celle de l’Alberta et de la Saskatchewan.
Le solaire et l’éolien, avec une capacité combinée de 134 GW, soit environ 41 % de la capacité installée, dominent le parc de production d’électricité en 2050. La capacité éolienne double par rapport à celle de 2019 vers 2030 et quintuple vers 2050. Quant au solaire, sa capacité est 20 fois plus élevée qu’en 2019 vers 2050. Des installations de stockage d’électricité sont aménagées pour faciliter l’utilisation des énergies renouvelables variables et soutenir les activités du réseau. Avec un taux de croissance annuel moyen d’environ 1,7 GW/année, le stockage connaît un essor rapide tout au long de la période d’analyse. D’une capacité d’environ 0,01 GW en 2019, celle-ci atteint 52 GW vers 2050.
Les ajouts de capacité hydroélectrique sont relativement faibles et, au total, ne représentent qu’une augmentation d’environ 4,2 GW de 2030 à 2050, soit 5 % de plus qu’en 2019. De même, l’accroissement de la capacité nucléaire est modeste. Tous les ajouts de capacité de ce secteur viennent de la technologie des petits réacteurs modulaires (« PRM »), qui comptent pour 6,6 GW de la capacité supplémentaire d’ici 2050. Selon nos hypothèses de coûts, aucune nouvelle capacité nucléaire n’est ajoutée avant 2040. Ensemble, l’hydroélectricité et le nucléaire constituent 5 % des ajouts de capacité. Même s’ils représentent une part moindre des ajouts de capacité – comme il en sera question plus loin dans la présente section – l’hydroélectricité et le nucléaire jouent un rôle important dans l’approvisionnement en électricité pour aider le Canada sur la voie d’un bilan zéro.
Les technologies misant sur les combustibles fossiles, principalement les centrales au gaz naturel, fournissent environ 20 % de la capacité totale de production d’électricité en 2030, part qui recule à 11 % vers 2050. Les ajouts de production au gaz naturel viennent principalement des turbines à gaz à cycle simple et servent surtout à maintenir l’équilibre du réseau.
Figure NZ.1 – Capacité installée de production d’électricité au Canada dans le scénario de zéro émission nette de base
Description
Description : Ce graphique illustre la capacité installée de production d’électricité selon le combustible dans le scénario de zéro émission nette de base en 2019, 2030 et 2050 : 2019 – gaz naturel : 22,6 gigawatts (« GW »); gaz naturel avec CSC : 0 GW; hydroélectricité : 81,4 GW; éolien : 13,2 GW; nucléaire : 13,34 GW; solaire : 2,7 GW; stockage : 0 GW; autres combustibles fossiles : 12,55 GW. 2030 – gaz naturel : 34,36 GW; gaz naturel avec CSC : 1,2 GW; hydroélectricité : 86,6 GW; éolien : 38,5 GW; nucléaire : 10,7 GW; solaire : 5,9 GW; stockage : 9,44 GW; autres combustibles fossiles : 2,6 GW. 2050 – gaz naturel : 30,82 GW; gaz naturel avec CSC : 5,6 GW; hydroélectricité : 88,9 GW; éolien : 73,86 GW; nucléaire : 17,3 GW; solaire : 60,59 GW; stockage : 52,3 GW; autres combustibles fossiles : 0,8 GW.
Principales tendances : Approvisionnement en électricité dans le scénario de zéro émission nette de base
- L’éolien et le solaire viennent en tête du peloton pour ce qui est des ajouts de capacité dont ils constituent 59 % jusqu’en 2050.
- Le stockage d’électricité connaît un essor rapide et atteint 15 % de la capacité installée totale en 2050.
- La croissance de la nouvelle demande est principalement comblée par l’éolien et le solaire, ainsi que par d’autres technologies sobres en carbone, comme les PRM, l’hydroélectricité et le gaz naturel jumelé au CSC.
- Tous les nouveaux réacteurs nucléaires sont des PRM, qui font une percée après 2040.
- La production d’électricité au moyen du gaz naturel jumelé au CSC joue un rôle important, mais elle est limitée aux provinces qui ont un plus grand potentiel de stockage du carbone.
- Presque toute l’électricité produite de façon classique à partir de combustibles fossiles provient de centrales à cycle simple alimentées au gaz naturel.
- L’hydroélectricité continue d’être un joueur de premier plan, mais aucune capacité hydroélectrique d’importance n’est ajoutée en raison des coûts d’immobilisations hypothétiques relativement élevés.
Figure NZ.2 – Production d’électricité au Canada selon la technologie dans le scénario de zéro émission nette de base
Description
Description : Ce graphique illustre la production d’électricité au Canada selon la technologie en 2019, 2030 et 2050 dans le scénario de zéro émission nette de base. 2019 – gaz naturel : 69,59 TWh; gaz naturel avec CSC : 0 TWh; hydroélectricité : 376 TWh; éolien : 32,3 TWh; nucléaire : 95,5 TWh; solaire : 2,2 TWh; autres combustibles fossiles : 47,8 TWh. 2030 – gaz naturel : 11,1 TWh; gaz naturel avec CSC : 16,7 TWh; hydroélectricité : 383 TWh; éolien : 301,5 TWh; nucléaire : 98,1 TWh; solaire : 78,7 TWh; autres combustibles fossiles : 0 TWh. 2050 – gaz naturel : 37,4 TWh; gaz naturel avec CSC : 5,5 TWh; hydroélectricité : 435 TWh; éolien : 142,7 TWh; nucléaire : 65,4 TWh; solaire : 8,7 TWh; autres combustibles fossiles : 3,8 TWh.
Figure NZ.2 – Notes : Le stockage n’étant pas une source principale d’électricité, qu’il stocke et distribue par la suite, il n’est pas inclus dans cette figure. Vers 2050, le stockage sert principalement à emmagasiner l’électricité produite au moyen de l’éolien et du solaire quand la demande est faible en vue de l’utiliser lorsque la demande est forte. Environ 7,5 de l’électricité produite en 2050 par ces sources est d’abord stockée, puis distribuée aux consommateurs.
La figure NZ.2 présente la production d’électricité selon la technologie dans le scénario de zéro émission nette de base. De façon générale, sur un réseau électrique, il faut constamment équilibrer la production et la consommation. Cette dernière varie d’une minute à l’autre en fonction de la demande des foyers, des entreprises et des industries. Par conséquent, la production d’électricité doit varier pour s’adapter à cette demande. Certaines méthodes de production sont adaptables et peuvent être modifiées par les exploitants des réseaux pour répondre à la demande. D’autres ressources le sont moins et d’autres, comme l’éolien et le solaire, ne le sont pas du tout et varient au gré du vent ou de l’ensoleillement. Notre modèle tient compte de ces facteurs et retient le bouquet énergétique optimal d’après la demande, les coûts relatifs et les contraintes liées aux ressources.
Dans le scénario de zéro émission nette de base, les technologies de production sans émissions (hydroélectricité, nucléaire, solaire et éolien) procurent 93 % de l’électricité en 2030 et 97 % en 2050. Globalement, vers 2030, 94 % de l’électricité est produite à partir de technologies à faibles émissions et à émissions nulles (énergies renouvelables, nucléaire et combustibles fossiles jumelés au CSC), pourcentage qui grimpe à 99 % en 2050. L’hydroélectricité et le nucléaire fournissent la plus grande partie de l’électricité à ces deux moments. Cependant, la quantité d’électricité issue de ces deux technologies demeure relativement inchangée par rapport à 2019, soit environ 50 TWh pendant toute la période de projection. L’éolien et le solaire, les systèmes de stockage d’électricité et, dans une moindre mesure, les turbines à gaz à cycle simple, assurent la fiabilité du réseau.
Actuellement, les combustibles fossiles fournissent 19 % de l’électricité; ce pourcentage diminue au fil de la période de projection. Vers 2050, la part totale de l’électricité produite dans des centrales alimentées au gaz naturel s’établit à 3 % de l’approvisionnement total. Environ les deux tiers de cette production viennent de centrales au gaz naturel équipées de la technologie du CSC. Le reste provient de centrales à cycle simple alimentées au gaz naturel, qui procurent certains services d’équilibrage du réseau pour en assurer la fiabilité.
Les systèmes de stockage ne produisent pas d’électricité; comme leur nom d’indique, ils stockent l’électricité produite dans diverses installations pour alimenter les consommateurs par la suite. Il s’agit d’un service essentiel à l’exploitation des réseaux électriques qui tirent une plus grande part de leur électricité de sources variables, comme le solaire et l’éolien. Vers 2050, le stockage sert principalement à emmagasiner l’électricité provenant de ces sources quand la demande est faible pour la distribuer en périodes de forte demande. Nous estimons qu’environ 7,5 % de l’électricité produite au moyen du solaire et de l’éolien est d’abord conservée dans des unités de stockage, puis acheminée aux consommateurs.
Le Canada possède des réseaux électriques diversifiés. La figure NZ.3 dépeint la composition des sources d’énergie de chaque province dans le scénario de zéro émission nette de base. On y constate que la production d’électricité en Colombie-Britannique, au Manitoba, au Québec et à Terre-Neuve-et-Labrador continue d’être dominée par l’hydroélectricité. Dans les trois premières provinces, cependant, la nouvelle demande est comblée par l’éolien et le solaire. L’énergie nucléaireNote de bas de page 44 est limitée à l’Ontario et au Nouveau-Brunswick, où elle représente respectivement environ 41 % et 24 % de l’approvisionnement en électricité en 2050.
En Alberta et en Saskatchewan, la production d’électricité à partir du gaz naturel demeure importante, représentant environ 12 % et 15 %, respectivement, de l’approvisionnement de chacune de ces provinces dans le scénario de zéro émission nette de base. Toutefois, vers 2050, quelque 80 % de la production d’électricité dans des centrales alimentées au gaz naturel dans ces provinces proviennent de centrales utilisant la technologie le CSC.
Dans le scénario de zéro émission nette de base, la capacité de transport interprovincial d’électricité augmente, surtout dans les quatre provinces de l’Ouest. La capacité combinée de transfert d’électricité des trois couloirs interprovinciaux de l’Ouest (Colombie-Britannique – Alberta, Alberta – Saskatchewan, Saskatchewan – Manitoba) triple presque dans ce scénario. Ailleurs au pays, il n’y a que dans le couloir interprovincial entre le Nouveau-Brunswick et l’Île-du-Prince-Édouard qu’on entrevoit un accroissement du transport, soit d’environ 30 % par rapport à maintenantNote de bas de page 45.
Figure NZ.3 – Part de la production d’électricité selon la technologie dans les provinces canadiennes dans le scénario de zéro émission nette de base
Description
Description : Ce graphique présente, en pourcentage, la part de la production d’électricité selon les technologies dans chacune des provinces. Elle s’établit comme suit :
Alberta
| Technologies | 2019 | 2030 | 2050 |
|---|---|---|---|
| Hydroélectricité | 3 | 4 | 2 |
| Gaz naturel | 55 | 31 | 4 |
| Gaz naturel avec CSC | 0 | 8 | 13 |
| Nucléaire | 0 | 0 | 0 |
| Autres combustibles fossiles | 37 | 0 | 0 |
| Solaire | 0 | 0 | 13 |
| Éolien | 6 | 56 | 68 |
Colombie-Britannique
| Technologies | 2019 | 2030 | 2050 |
|---|---|---|---|
| Hydroélectricité | 92 | 95 | 67 |
| Gaz naturel | 5 | 0 | 0 |
| Gaz naturel avec CSC | 0 | 0 | 0 |
| Nucléaire | 0 | 0 | 0 |
| Autres combustibles fossiles | 1 | 0 | 0 |
| Solaire | 0 | 0 | 4 |
| Éolien | 3 | 5 | 29 |
Manitoba
| Technologies | 2019 | 2030 | 2050 |
|---|---|---|---|
| Hydroélectricité | 97 | 97 | 75 |
| Gaz naturel | 0 | 0 | 0 |
| Gaz naturel avec CSC | 0 | 0 | 0 |
| Nucléaire | 0 | 0 | 0 |
| Autres combustibles fossiles | 0 | 0 | 0 |
| Solaire | 0 | 0 | 3 |
| Éolien | 3 | 3 | 21 |
Nouveau-Brunswick
| Technologies | 2019 | 2030 | 2050 |
|---|---|---|---|
| Hydroélectricité | 23 | 16 | 9 |
| Gaz naturel | 15 | 9 | 4 |
| Gaz naturel avec CSC | 0 | 0 | 0 |
| Nucléaire | 39 | 34 | 24 |
| Autres combustibles fossiles | 16 | 5 | 0 |
| Solaire | 0 | 0 | 10 |
| Éolien | 7 | 36 | 53 |
Terre-Neuve-et-Labrador
| Technologies | 2019 | 2030 | 2050 |
|---|---|---|---|
| Hydroélectricité | 96 | 100 | 99 |
| Gaz naturel | 1 | 0 | 0 |
| Gaz naturel avec CSC | 0 | 0 | 0 |
| Nucléaire | 0 | 0 | 0 |
| Autres combustibles fossiles | 3 | 0 | 0 |
| Solaire | 0 | 0 | 0 |
| Éolien | 0 | 0 | 1 |
Nouvelle-Écosse
| Technologies | 2019 | 2030 | 2050 |
|---|---|---|---|
| Hydroélectricité | 11 | 7 | 3 |
| Gaz naturel | 23 | 4 | 1 |
| Gaz naturel avec CSC | 0 | 0 | 0 |
| Nucléaire | 0 | 0 | 0 |
| Autres combustibles fossiles | 55 | 25 | 0 |
| Solaire | 0 | 0 | 11 |
| Éolien | 11 | 64 | 85 |
Ontario
| Technologies | 2019 | 2030 | 2050 |
|---|---|---|---|
| Hydroélectricité | 24 | 13 | 9 |
| Gaz naturel | 8 | 6 | 2 |
| Gaz naturel avec CSC | 0 | 0 | 0 |
| Nucléaire | 60 | 40 | 41 |
| Autres combustibles fossiles | 0 | 0 | 0 |
| Solaire | 1 | 3 | 15 |
| Éolien | 7 | 38 | 33 |
Québec
| Technologies | 2019 | 2030 | 2050 |
|---|---|---|---|
| Hydroélectricité | 94 | 92 | 72 |
| Gaz naturel | 0 | 1 | 1 |
| Gaz naturel avec CSC | 0 | 0 | 0 |
| Nucléaire | 0 | 0 | 0 |
| Autres combustibles fossiles | 0 | 0 | 0 |
| Solaire | 0 | 1 | 5 |
| Éolien | 5 | 7 | 23 |
Île-du-Prince-Édouard
| Technologies | 2019 | 2030 | 2050 |
|---|---|---|---|
| Hydroélectricité | 0 | 0 | 0 |
| Gaz naturel | 0 | 0 | 0 |
| Gaz naturel avec CSC | 0 | 0 | 0 |
| Nucléaire | 0 | 0 | 0 |
| Autres combustibles fossiles | 0 | 0 | 0 |
| Solaire | 0 | 15 | 11 |
| Éolien | 100 | 85 | 89 |
Saskatchewan
| Technologies | 2019 | 2030 | 2050 |
|---|---|---|---|
| Hydroélectricité | 15 | 10 | 5 |
| Gaz naturel | 40 | 22 | 2 |
| Gaz naturel avec CSC | 0 | 2 | 10 |
| Nucléaire | 0 | 0 | 0 |
| Autres combustibles fossiles | 41 | 0 | 0 |
| Solaire | 0 | 11 | 20 |
| Éolien | 3 | 55 | 62 |
Comme on en a fait état précédemment, dans le scénario de zéro émission nette de base, la part de l’électricité provenant de technologies à intensité carbonique nulle augmente pour atteindre environ 97 % de la production. Une tranche de 2 % vient des centrales sobres en carbone utilisant du gaz naturel et la technologie du CSC. Deux facteurs principaux expliquent cette conclusion. En premier lieu, les coûts en capital liés à l’éolien, au solaire et au stockage de l’électricité diminuent grandement dans ce scénario, réduisant par le fait même les coûts moyens de production. En second lieu, la hausse du prix du carbone accroît les coûts de production dans les centrales alimentées aux combustibles fossiles, ce qui les rend moins concurrentielles par rapport aux autres options.
On constate des résultats semblables dans d’autres scénarios, mais nous faisons des observations importantes dans la prochaine section.
Approvisionnement en électricité dans d’autres scénarios
Dans la présente section, nous comparons les résultats d’autres scénarios pour l’électricité avec le scénario de zéro émission nette de base. Tous ces autres scénarios envisagent une expansion presque identique du réseau de transport interprovincial par rapport au scénario de base, à l’exception de celui sur le transport limité, dans lequel il n’y en n’a aucune. En outre, comme dans le scénario de zéro émission nette de base, l’essentiel de la nouvelle demande est satisfaite au moyen de l’éolien et du solaire, tandis que les technologies de production à fortes émissions de GES connaissent un déclin rapide.
La figure NZ.4 présente la capacité installée d’électricité selon la technologie dans divers scénarios. Pour sa part, la figure NZ.5 illustre les ajouts de capacité cumulatifs selon le type de technologie d’ici 2050 dans différents scénarios. La figure NZ.6, enfin, montre la production d’électricité.
Figure NZ.4 – Capacité installée selon la technologie dans divers scénarios
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Figure NZ.5 – Ajouts cumulatifs de nouvelle capacité d’ici 2050 dans divers scénarios
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Figure NZ.6 – Capacité de production d’électricité selon la technologie dans divers scénarios
Figure NZ.4 Description
Description : Ce graphique montre la capacité installée de production d’électricité selon la technologie en 2030 et 2050 dans les scénarios suivants : zéro émission de base, tarification du carbone élevée, demande plus élevée, transport limité, hydrogène et bioénergie avec CSC. La capacité installée est exprimée en gigawatts et s’établit comme suit :
Zéro émission nette de base
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 2,35 | 0,76 |
| Gaz naturel | 34,36 | 30,82 |
| Gaz naturel avec CSC | 1,18 | 5,60 |
| Biomass CCS | 0 | 0 |
| Nucléaire | 10,71 | 17,32 |
| Hydroélectricité | 86,56 | 88,93 |
| Solaire | 5,92 | 60,59 |
| Éolien | 38,49 | 73,86 |
| Hydrogène | 0 | 0 |
| Stockage | 9,44 | 52,34 |
Tarification du carbone élevée
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 2,35 | 0,76 |
| Gaz naturel | 34,36 | 25,39 |
| Gaz naturel avec CSC | 1,18 | 2,20 |
| Biomass CCS | 0 | 0 |
| Nucléaire | 10,71 | 25,65 |
| Hydroélectricité | 86,56 | 92,45 |
| Solaire | 5,92 | 58,50 |
| Éolien | 38,49 | 72,05 |
| Hydrogène | 0 | 0 |
| Stockage | 9,44 | 54,88 |
Demande plus forte
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 2,35 | 0,76 |
| Gaz naturel | 36,44 | 33,14 |
| Gaz naturel avec CSC | 1,78 | 7,31 |
| Biomass CCS | 0 | 0 |
| Nucléaire | 10,71 | 20,69 |
| Hydroélectricité | 86,92 | 89,89 |
| Solaire | 9,93 | 82,65 |
| Éolien | 40,51 | 87,93 |
| Hydrogène | 0 | 0 |
| Stockage | 10,66 | 68,01 |
Transport limité
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 2,35 | 0,76 |
| Gaz naturel | 33,62 | 29,51 |
| Gaz naturel avec CSC | 4,24 | 10,13 |
| Biomass CCS | 0 | 0 |
| Nucléaire | 10,71 | 17,32 |
| Hydroélectricité | 85,03 | 86,62 |
| Solaire | 6,61 | 60,24 |
| Éolien | 38,29 | 72,08 |
| Hydrogène | 0 | 0 |
| Stockage | 9,52 | 55,35 |
Hydrogène
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 2,35 | 0,76 |
| Gaz naturel | 34,31 | 25,91 |
| Gaz naturel avec CSC | 1,18 | 4,47 |
| Biomass CCS | 0 | 0 |
| Nucléaire | 10,71 | 10,71 |
| Hydroélectricité | 86,56 | 88,92 |
| Solaire | 5,89 | 59,03 |
| Éolien | 38,45 | 68,79 |
| Hydrogène | 0,06 | 13,90 |
| Stockage | 9,27 | 41,84 |
Bioénergie avec CSC
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 2,35 | 0,76 |
| Gaz naturel | 32,53 | 29,51 |
| Gaz naturel avec CSC | 0,00 | 2,54 |
| Biomass CCS | 6,00 | 6,00 |
| Nucléaire | 10,71 | 17,32 |
| Hydroélectricité | 84,72 | 88,57 |
| Solaire | 4,63 | 54,55 |
| Éolien | 33,50 | 68,27 |
| Hydrogène | 0 | 0 |
| Stockage | 9,00 | 50,35 |
Figure NZ.5 Description
Description : Ce graphique illustre les ajouts cumulatifs d’ici 2050 pour les scénarios de zéro émission nette suivants : zéro émission de base, tarification du carbone élevée, demande plus élevée, transport limité, hydrogène et bioénergie avec CSC. Les ajouts cumulatifs de capacité sont exprimés en gigawatts et s’établissent comme suit :
Zéro émission nette de base
| Technologies | Capacité cumulative |
|---|---|
| Gaz naturel | 13,97 |
| Gaz naturel avec CSC | 5,60 |
| Biomass CCS | 0 |
| Nucléaire | 6,61 |
| Hydroélectricité | 4,21 |
| Solaire | 57,59 |
| Éolien | 60,81 |
| Hydrogène | 0 |
| Stockage | 52,34 |
Tarification du carbone élevée
| Technologies | Capacité cumulative |
|---|---|
| Gaz naturel | 9,83 |
| Gaz naturel avec CSC | 2,20 |
| Biomass CCS | 0 |
| Nucléaire | 14,94 |
| Hydroélectricité | 7,73 |
| Solaire | 55,50 |
| Éolien | 59,00 |
| Hydrogène | 0 |
| Stockage | 54,88 |
Demande plus forte
| Technologies | Capacité cumulative |
|---|---|
| Gaz naturel | 17,10 |
| Gaz naturel avec CSC | 7,31 |
| Biomass CCS | 0 |
| Nucléaire | 9,99 |
| Hydroélectricité | 5,17 |
| Solaire | 79,65 |
| Éolien | 74,89 |
| Hydrogène | 0 |
| Stockage | 68,01 |
Transport limité
| Technologies | Capacité cumulative |
|---|---|
| Gaz naturel | 12,67 |
| Gaz naturel avec CSC | 10,13 |
| Biomass CCS | 0 |
| Nucléaire | 6,61 |
| Hydroélectricité | 1,90 |
| Solaire | 57,24 |
| Éolien | 59,03 |
| Hydrogène | 0 |
| Stockage | 55,35 |
Hydrogène
| Technologies | Capacité cumulative |
|---|---|
| Gaz naturel | 10,41 |
| Gaz naturel avec CSC | 4,47 |
| Biomass CCS | 0 |
| Nucléaire | 0 |
| Hydroélectricité | 4,20 |
| Solaire | 56,03 |
| Éolien | 55,75 |
| Hydrogène | 13,90 |
| Stockage | 41,84 |
Bioénergie avec CSC
| Technologies | Capacité cumulative |
|---|---|
| Gaz naturel | 12,66 |
| Gaz naturel avec CSC | 2,54 |
| Biomass CCS | 6,00 |
| Nucléaire | 6,61 |
| Hydroélectricité | 3,85 |
| Solaire | 51,55 |
| Éolien | 55,22 |
| Hydrogène | - |
| Stockage | 50,35 |
Figure NZ.6 Description
Description : Ce graphique montre la capacité de production d’électricité selon la technologie en 2030 et 2050 dans les scénarios suivants : zéro émission de base, tarification du carbone élevée, demande plus élevée, transport limité, hydrogène et bioénergie avec CSC. Elle s’établit comme suit :
Zéro émission nette de base
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 3,76 | 0,04 |
| Gaz naturel | 37,43 | 11,08 |
| Gaz naturel avec CSC | 5,54 | 16,69 |
| Biomass CCS | 0 | - |
| Nucléaire | 65,41 | 98,11 |
| Hydroélectricité | 434,95 | 382,99 |
| Solaire | 8,67 | 78,73 |
| Éolien | 142,70 | 301,54 |
| Hydrogène | 0 | 0 |
Tarification du carbone élevée
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 3,76 | 0,03 |
| Gaz naturel | 37,43 | 4,45 |
| Gaz naturel avec CSC | 5,54 | 4,90 |
| Biomass CCS | 0 | 0 |
| Nucléaire | 65,41 | 131,04 |
| Hydroélectricité | 434,95 | 379,31 |
| Solaire | 8,67 | 75,21 |
| Éolien | 142,70 | 293,47 |
| Hydrogène | 0 | 0 |
Demande plus forte
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 3,71 | 0,04 |
| Gaz naturel | 41,69 | 12,70 |
| Gaz naturel avec CSC | 8,33 | 22,02 |
| Biomass CCS | 0 | 0 |
| Nucléaire | 66,69 | 120,79 |
| Hydroélectricité | 443,06 | 371,95 |
| Solaire | 14,10 | 112,02 |
| Éolien | 150,22 | 353,28 |
| Hydrogène | 0 | 0 |
Transport limité
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 3,76 | 0,04 |
| Gaz naturel | 37,17 | 10,26 |
| Gaz naturel avec CSC | 21,02 | 32,90 |
| Biomass CCS | 0 | 0 |
| Nucléaire | 65,41 | 98,11 |
| Hydroélectricité | 420,11 | 380,08 |
| Solaire | 9,24 | 77,53 |
| Éolien | 141,74 | 290,30 |
| Hydrogène | 0 | 0 |
Hydrogène
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 3,82 | 0,04 |
| Gaz naturel | 37,54 | 6,38 |
| Gaz naturel avec CSC | 5,54 | 14,26 |
| Biomass CCS | 0 | 0 |
| Nucléaire | 65,42 | 67,27 |
| Hydroélectricité | 434,91 | 394,24 |
| Solaire | 8,74 | 78,94 |
| Éolien | 142,46 | 286,88 |
| Hydrogène | 0,02 | 41,14 |
Bioénergie avec CSC
| Technologies | 2030 | 2050 |
|---|---|---|
| Autres combustibles fossiles | 3,76 | 0,04 |
| Gaz naturel | 32,17 | 10,60 |
| Gaz naturel avec CSC | 0,00 | 7,26 |
| Biomass CCS | 42,05 | 42,05 |
| Nucléaire | 65,41 | 98,11 |
| Hydroélectricité | 424,91 | 380,34 |
| Solaire | 7,00 | 73,59 |
| Éolien | 123,11 | 276,86 |
| Hydrogène | 0 | 0 |
Principales tendances : Approvisionnement en électricité dans d’autres scénarios à zéro émission nette
- Le scénario de la tarification du carbone élevée accroît le recours au nucléaire et à hydroélectricité et réduit la production au gaz naturel par rapport au scénario de zéro émission nette de base.
- Le scénario de transport limité voit une hausse de la production au moyen du gaz naturel jumelé au CSC en Alberta et en Saskatchewan, comparativement au scénario de zéro émission nette de base.
- Le scénario de la bioénergie avec CSC offre une trajectoire technologique pour la réduction des émissions de GES à l’échelle de l’économie.
- Dans le scénario de la demande élevée, l’énergie solaire, l’énergie éolienne et l’énergie nucléaire répondent en grande partie à la demande accrue.
- Le scénario de l’hydrogène réduit la capacité et la production provenant de toutes les autres technologies à émissions faibles ou nulles en carbone, à l’exception de celles de l’hydroélectricité, par rapport au scénario de zéro émission nette de base.
Scénario de la tarification du carbone élevée
Le scénario de tarification du carbone élevée mise sur des réductions de la capacité et de la production d’électricité dans des centrales au gaz naturel en 2050, par rapport à la situation décrite dans le scénario de zéro émission nette de base. D’ici 2050, les ajouts cumulatifs de capacité de production au moyen du gaz naturel sont 30 % inférieurs à ceux de ce dernier. Comparativement au scénario de zéro émission nette de base, la production d’électricité au moyen du gaz naturel diminue de 60 % en 2050. La tarification élevée du carbone se répercute aussi sur la production utilisant le gaz naturel avec CSC. Nous supposons que toutes les émissions résiduelles de CO2 que ne captent pas le procédé de CSC (10 % des émissions liées à la combustion) sont entièrement soumises à la tarification du carbone. Même si celle-ci ne touche que cette tranche de 10 %, le prix plus élevé du carbone fait augmenter le coût moyen actualisé de l’énergie produite au moyen du gaz naturel avec CSC d’environ 50 % par rapport au scénario de zéro émission nette de base, ce qui rend cette technologie moins concurrentielle. Comparativement au scénario de zéro émission nette de base, les ajouts cumulatifs de capacité au moyen du gaz naturel avec CSC baissent de 60 % et la production d’électricité, de 70 %. Ces réductions de la capacité de production des centrales alimentées au gaz naturel sont compensées par l’hydroélectricité et les PRM, dont les ajouts cumulatifs doublent la capacité comparativement au scénario de zéro émission nette de base. Par ailleurs, il s’agit du seul scénario où on observe un ajout de PRM à l’extérieur de l’Ontario et du Nouveau-Brunswick, soit en Alberta, en Saskatchewan et en Nouvelle Écosse.
Scénarios de la demande plus élevée
Le scénario de la demande plus élevée table sur une électrification plus poussée, qui hausse la demande globale d’électricité d’environ 12 pour la porter à quelque 104 TWh en 2050. La même année, la demande d’électricité supérieure dans ce scénario est satisfaite par l’augmentation de la production au moyen du solaire (+33 TWh), de l’éolien (+51 TWh) et du nucléaire (+23 TWh) ainsi que du gaz naturel avec CSC (+5 TWh), comparativement au scénario de zéro émission nette de base. Par rapport à ce dernier, on observe une augmentation de l’approvisionnement issu de ces quatre technologies de 42 %, 17 %, 23 % et 31 %, respectivement. La capacité de stockage installée quant à elle s’établit à 30 %, soit environ 16 GW de plus que dans le scénario de zéro émission nette de base. Pour sa part, la production d’hydroélectricité demeure relativement inchangée.
Scénario de transport limité
Dans le scénario du transport limité, nous n’envisageons aucun changement notable dans les quatre provinces de l’Ouest. Dans le scénario de zéro émission nette de base, les ressources hydroélectriques de la Colombie-Britannique et du Manitoba offrent, en partie, une certaine souplesse pour gérer l’approvisionnement variable associé à l’éolien et au solaire en Alberta et en Saskatchewan. Cette situation est facilitée par l’ajout d’une nouvelle capacité de transport. Le scénario de transport limité ne comporte aucun ajout de capacité de transport, de sorte que la production combinée d’énergie éolienne et d’énergie solaire recule d’environ 5 % par rapport au scénario de zéro émission nette de base. Cette diminution est comblée par une augmentation du nombre d’unités de production au gaz naturel avec CSC dans ces deux provinces. En comparaison du scénario de zéro émission nette de base, celui du transport limité prévoit un doublement de la capacité de ce procédé et de la production.
Scénario de l’hydrogène
Dans de nombreux scénarios à zéro émission nette de base avancés dans des études antérieuresNote de bas de page 46, l’hydrogène sobre en carbone occupe une place de choix dans beaucoup de secteurs, et sa production augmente donc. Notre scénario de l’hydrogène mise sur l’existence d’un marché relativement établi pour cette technologie au Canada, dans lequel les coûts de production par électrolyse et au moyen de gaz naturel avec CSC ont énormément diminué et où les producteurs d’électricité ont accès à de l’hydrogène à faible teneur en carbone. Ce scénario suppose aussi que l’approvisionnement en hydrogène est exogène pour les producteurs, c’est-à-dire qu’ils n’ont pas à le produire eux-mêmes et qu’ils peuvent l’acheter à un prix à la livraison, qui s’établit à environ 1 $ US de 2020 le kilogramme vers 2050. On pose aussi comme hypothèse l’existence de deux technologies de production d’électricité au moyen de l’hydrogène, soit la production à cycle combiné et celle à cycle simple. Dans ce scénario, on observe une augmentation cumulative de 13 GW de la capacité de production d’électricité à l’hydrogène. Les technologies dans ce domaine se répercutent de manière complexe sur d’autres technologies.
Dans les conditions hypothétiques envisagées, les technologies liées à l’hydrogène ont des coûts généralement plus faibles que toutes les technologies faisant appel au gaz naturel. De ce fait, nous envisageons une réduction de 25 % de la capacité de production au moyen du gaz naturel sans CSC en 2050 (cycle combiné et cycle simple), par rapport au scénario de zéro émission nette de base. De plus, l’intensité des émissions de GES de la technologie à cycle combiné d’hydrogène est inférieure à celle du gaz naturel jumelé au CSC. Par conséquent, la capacité de production de cette dernière diminue de 20 % en 2050 comparativement au scénario de zéro émission nette de base.
Toujours par rapport à ce dernier, le scénario de l’hydrogène table sur une réduction de 10 % de la capacité éolienne et solaire. Le contexte économique général de l’utilisation de l’hydrogène dans la production d’électricité est plus avantageux que la construction de parcs éoliens et solaires et d’installations fournissant une capacité flexible que ces sources nécessitent pour assurer l’équilibre entre l’offre et la demande. De même, les technologies associées à l’hydrogène sont plus concurrentielles que le nucléaire dans les conditions envisagées pendant la plus grande partie de la période d’analyse. Il s’ensuit que, dans ce scénario, aucune nouvelle croissance du nucléaire n’est projetée. Quant à la capacité hydroélectrique, elle demeure inchangée comparativement au scénario de zéro émission nette de base.
Enfin, les installations fonctionnant à l’hydrogène remplacent 32 % de la capacité de stockage en 2050 par rapport à ce dernier scénario; les technologies de production d’électricité utilisant de l’hydrogène sont en mesure de répondre à une partie des besoins de capacité flexible de l’ensemble du réseau électrique.
Scénario de la bioénergie avec CSC
Le scénario de la bioénergie avec CSC suppose que des installations utilisant cette technologie seront disponibles pour produire de l’électricité en Alberta et en Saskatchewan. La biomasse avec CSC est considérée comme une source à émissions de GES négatives, et nous supposons que cette technologie procurera un crédit pour l’élimination de carbone de l’atmosphère, calculé au prix intégral du carbone. À mesure qu’augmente le prix du carbone, les installations de biomasse avec CSC deviennent une option à coût négatif pour la production dans laquelle le coût moyen actualisé de l’énergie s’établit à 85 $/MWh en 2050. Ce procédé remplace donc en partie toutes les autres technologies de production en Alberta et en Saskatchewan. Par rapport au scénario de zéro émission nette de base, nous estimons à 56 % la réduction de la production au moyen du gaz naturel avec CSC en 2050 et à environ 15 % celle de la production combinée de l’éolien et du solaire.
L’ajout cumulatif de capacité de la biomasse avec CSC vers 2050 est de 6 GW. En raison des ressources de biomasse disponibles limitées, nous prévoyons qu’il s’agit de la capacité maximale possible de production avec cette technologie. À des prix du carbone plus élevés, elle pourrait rendre concurrentielle l’importation de biomasse d’autres régions en Alberta et en Saskatchewan, où le CSC est viable. Cependant, une analyse plus poussée est requise pour vérifier cette hypothèse.
La capacité de la bioénergie avec CSC d’éliminer du carbone fait en sorte que le réseau électrique du Canada devient un secteur économique à émissions nettes négatives dans ce scénario.
Intensité des émissions de GES du secteur de l’électricité au Canada
La figure NZ.7 montre l’intensité des émissions de GES du secteur de l’électricité au Canada en 2030 et en 2050 dans tous les scénarios envisagés, comparativement aux niveaux de 2005 et de 2019.
Dans tous les scénarios, sauf celui de la bioénergie avec CSC, l’intensité des émissions de GES du secteur de l’électricité au Canada atteint environ 27 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowatthheure (« g CO2/kWh » en 2030. Il s’agit d’une diminution de 78 % par rapport à 2019. Cette intensité baisse encore plus en 2050, mais elle varie en fonction des scénarios. L’intensité des émissions de GES dans le scénario de zéro émission nette de base en 2050 est de 8 g CO2/kWh, un recul de 93 % par rapport à 2005. Dans le scénario de la tarification du carbone élevée, l’intensité des émissions en 2050 s’établit à 3 g CO2/kWh. Malgré les importantes réductions des émissions qui sont réalisées, aucun des scénarios, sauf celui de la bioénergie avec CSC, n’envisage que l’ensemble du secteur de l’électricité atteindra un bilan zéro.
La quasi-totalité des émissions restantes provient des centrales classiques alimentées au gaz naturel – auxquelles on a rarement recours pour produire de l’électricité – et celles des centrales au gaz naturel munies de la technologie du CSC. Le mélange de gaz naturel renouvelable et de gaz naturel pourrait réduire davantage la petite quantité d’émissions restantes dans le secteur ou ouvrir la voie à des émissions négatives en recourant au CSC. Toutefois, dans la présente analyse, nous n’avons pas évalué le potentiel du gaz naturel renouvelable dans la décarbonation du secteur de l’électricité au Canada.
Dans le scénario de la bioénergie avec CSC, on constate que les émissions nettes du secteur de l’électricité sont négatives, grâce à l’élimination du carbone par les installations utilisant cette technologie. Cela fournirait des quotas d’émissions à d’autres secteurs d’activités dans la trajectoire vers zéro émission nette.
Figure NZ.7 – Intensité des émissions de GES du secteur de l’électricité au Canada selon divers scénarios
Description
Description : Ce graphique illustre l’intensité des émissions, exprimée en grammes d’équivalent en dioxyde de carbone par kilowattheure (« g CO2/kWh »), du secteur de l’électricité au Canada dans les scénarios de zéro émission nette suivants : zéro émission nette de base, tarification du carbone élevée, demande plus élevée, transport limité, hydrogène et bioénergie avec CSC. Dans le scénario de zéro émission nette de base, l’intensité des émissions de CO2 est de 26,7 en 2030 et de 7,5 en 2050. Dans celui de la tarification du carbone élevée, elle est de 26,7 en 2030 et de 2,9 en 2050. Dans celui de la demande plus élevée, elle s’élève à 28,3 en 2030 et à 8 en 2050. Dans le scénario de transport limité, l’intensité des émissions de CO2 est de 28,2 en 2030 et de 8,6 en 2050. Dans le scénario de l’hydrogène, elle est de 26,8 en 2030 et de 5,5 en 2050. Dans le scénario de bioénergie avec CSC, elle est de 22 en 2030 et de 25,8 en 2050.
Principales incertitudes : Résultats d’un réseau électrique à zéro émission nette
- Facteurs économiques – Les résultats et les tendances présentés dans la présente section reposent sur des hypothèses d’ordre économique relatives aux coûts en capital et aux coûts d’exploitation des technologies de production, de stockage et de transport (lignes électriques). Des changements à nos hypothèses, en particulier celles portant sur les énergies renouvelables variables et le stockage, pourraient donner d’autres résultats.
- Hypothèses relatives aux politiques – Aux fins de l’analyse, des hypothèses ont été formulées sur la tarification du carbone. La rigueur et les mécanismes du régime de tarification du carbone pourraient faire varier les résultats.
- Représentation du réseau de transport – La présente analyse ne fait pas de modélisation des réseaux de transport intraprovinciaux. Le besoin d’accroître considérablement le transport sur le territoire d’une province dans un scénario donné peut donner des résultats différents.
- Profil de la demande – Les profils de la demande (c.-à-d. l’évolution de la demande d’électricité selon les périodes) sont établis à partir d’observations du passé. Des changements dans la demande d’énergie pour utilisation finale, surtout dans un contexte d’électrification plus poussée, pourraient se répercuter sur les résultats.
- Représentation des technologies – L’analyse ne modélise qu’un nombre limité de technologies de production. Il existe plusieurs autres technologies à émissions nulles ou faibles et options de gestion du réseau, notamment la gestion de la demande. Leur inclusion pourrait éventuellement modifier les résultats comparatifs.
Le secteur de l’électricité pourrait jouer un grand rôle dans une réduction plus marquée des émissions dans la filière énergétique du Canada, que ce soit par la diminution des émissions liées à la production d’électricité ou par celles d’autres secteurs grâce à l’électrification. Il ressort de notre analyse qu’il existe de nombreuses voies technologiques permettant de réduire considérablement les émissions dans le secteur de l’électricité. La plupart des technologies à cette fin existent déjà, et les services d’électricité au pays ont de l’expérience dans leur aménagement et leur exploitation. Pour que le Canada arrive à un bilan zéro, le secteur de l’électricité remplira de multiples fonctions, dont l’approvisionnement en énergie et l’élimination possible du carbone par des investissements dans des technologies à émissions négatives.
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