Annexe II : Hypothèses sur les technologies
La présente annexe compile les principales hypothèses avancées dans les scénarios des mesures actuelles, de la carboneutralité à l’échelle mondiale et de la carboneutralité du Canada. Sauf indication contraire, les variations de pourcentage dans les hypothèses sont par rapport à 2021. À moins d’indication contraire, tous les montants correspondent à des dollars de 2022.
Tableau A2.1 – Principales hypothèses technologiques
| Carboneutralité à l’échelle mondiale | Carboneutralité du Canada | Mesures actuelles | |
|---|---|---|---|
| Bâtiments | |||
| ThermopompesNote de tableau a | Diminution des coûts de 15 % en 2030 et de 40 % en 2050 | Diminution des coûts de 13 % en 2030 et de 34 % en 2050 | Diminution des coûts de 7 % en 2030 et de 20 % en 2050 |
| Enveloppe de bâtimentDéfinition* | Amélioration de l’efficacité énergétique des nouveaux bâtiments de 80 % en 2050 | Amélioration de l’efficacité énergétique des nouveaux bâtiments de 80 % en 2050 | Variation de l’amélioration de l’efficacité énergétique des nouveaux bâtiments selon la région, de 20 % à 50 % en 2050 |
| Mélange d’hydrogène et de gaz naturel renouvelable (« GNR ») | Hydrogène : Teneur maximale de 20 % par volume dans des conditions économiques favorables GNR : Des contraintes d’approvisionnement en charge d’alimentation limitent le mélange à une teneur en gaz naturel de 10 % à 15 % en 2050. |
Aucun mélange en raison du prix de l’hydrogène qui demeure élevé GNR : Seulement dans les provinces ayant un quota de GNR |
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| Industrie lourde | |||
| Captage, utilisation et stockage du carbone (« CUSC »)Note de tableau b | Variation des coûts de captage selon le secteur industriel, de 45 $ à 200 $/t CO2 en 2030 et de 30 à 160 $/t CO2 de 2030 à 2050 | Variation des coûts de captage selon le secteur industriel, de 45 $ à 200 $/t CO2 pendant toute la période de projection | |
| Fer et acier : fours électriques à arc | Certaines usines passent du charbon à des fours électriques à arcNote de tableau c, et du charbon à des fours électriques à arc alimentés en fer à réduction directeNote de tableau d. | ||
| Hydrogène dans la production d’acier : fer à réduction directeNote de tableau e | Hypothèse de disponibilité à grande échelle de la technologie et de conditions économiques en permettant l’adoption | Hypothèse de non-disponibilité de la technologie à grande échelle | |
| Production d’aluminium : anodes inertesNote de tableau f | Adoption à 20 % d’ici 2030 et progression linéaire jusqu’à 100 % en 2050 | Adoption à 20 % d’anodes inertes | |
| Mélange d’hydrogène et de gaz naturel renouvelable | Hydrogène : Teneur maximale de 20 % par volume dans des conditions économiques favorables GNR : Des contraintes d’approvisionnement limitent le mélange à une teneur en gaz naturel de 10 % à 15 % d’ici 2050. |
Aucun mélange en raison du prix de l’hydrogène qui demeure trop élevé GNR : Seulement dans les provinces ayant un quota de GNR |
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| Transport | |||
| Véhicules électriques à batterie pour passagersNote de tableau g | Baisse du coût des véhicules de 30 % en 2030 et de 38 % en 2050 (par rapport à une fourchette de 40 000 $ à 60 000 $ actuellement) | Baisse du coût des véhicules de 28 % en 2030 et de 36 % en 2050 | Baisse du coût des véhicules de 26 % en 2030 et de 33 % en 2050 |
| Camions moyens et lourds à pile à hydrogèneNote de tableau h | Diminution constante du coût des camions équipés d’une pile à combustible, qui s’approche de celui des véhicules au diesel durant la période 2035-2050 (dans une fourchette d’environ 150 000 $ à 200 000 $ pour un camion au diesel de classe 8) | Peu de variation du coût des camions à pile à combustible par rapport à maintenant | |
| Camions moyens et lourds électriques à batterieNote de tableau i | Diminution constante du coût des camions électriques à batterie, qui s’approche de celui des véhicules au diesel durant la période 2035-2050 (dans une fourchette d’environ 150 000 $ à 200 000 $ pour un camion au diesel de classe 8) | Peu de variation de coût des camions électriques à batterie et des camions à pile à combustible par rapport à maintenant | |
| Carburéacteur durableNote de tableau j | En prenant en compte le contexte international évoqué dans les perspectives énergétiques mondiales de l’AIE, la bioénergie répond à 40 % des besoins en carburéacteur, et à 30 % des besoins en carburéacteur à base d’hydrogène d’ici 2050. | Non inclus | |
| Production d’électricité | |||
| Énergie éolienneNote de tableau k | Diminution du coût en capital, de 1 900 $/kW en 2020 à 1 752 $/kW en 2030 et à 1 630 $/kW en 2050 (diminution de 14 % par rapport à 2020) | Diminution du coût en capital, de 1 900 $/kW en 2020 à 1 763 $/kW en 2030 et à 1 668 $/kW en 2050 (diminution de 12 % par rapport à 2020) | Diminution du coût en capital, de 1 900 $/kW en 2020 à 1 791 $/kW en 2030 et à 1 736 $/kW en 2050 (diminution de 9 % par rapport à 2020) |
| Énergie solaireNote de tableau l | Diminution du coût en capital, de 1 400 $/kW en 2020 à 790 $/kW en 2030 et à 535 $/kW en 2050 (diminution de 62 % par rapport à 2020) | Diminution du coût en capital, de 1 400 $/kW en 2020 à 840 $/kW en 2030 et à 585 $/kW en 2050 (diminution de 58 % par rapport à 2020) | Diminution des coûts en capital, de 1 400 $/kW en 2020 à 905 $/kW en 2030 et à 675 $/kW en 2050 (diminution de 52 % par rapport à 2020) |
| Stockage dans des batteries (4 h)Note de tableau m | Diminution du coût en capital, de 2 198 $/kW en 2020 à 952 $/kW en 2030 et à 549 $/kW en 2050 (diminution de 75 % par rapport à 2020) | Diminution du coût en capital, de 2 198 $/kW en 2020 à 1 261 $/kW en 2030 et à 925 $/kW en 2050 (diminution de 58 % par rapport à 2020) | Diminution du coût en capital, de 2 198 $/kW en 2020 à 1 563 $/kW en 2030 et à 1 506 $/kW en 2050 (diminution de 32 % par rapport à 2020) |
| Cycle combiné du gaz naturel avec CSCNote de tableau n | Diminution du coût en capital, de 3 705 $/kW en 2020 à 2 625 $/kW en 2030 et à 2 075 $/kW en 2050 (diminution de 44 % par rapport à 2020) | Diminution du coût en capital, de 3 705 $/kW en 2020 à 3 005 $/kW en 2030 et à 2 530 $/kW en 2050 (diminution de 32 % par rapport à 2020) | Diminution des coûts en capital, de 3 705 $/kW en 2020 à 3 385 $/kW en 2030 et à 2 990 $/kW en 2050 (diminution de 19 % par rapport à 2020) |
| Petits réacteurs modulairesNote de tableau o | Diminution des coûts en capital, de 9 262 $/kW en 2020 à 8 348 $/kW en 2030 et à 6 519 $/kW en 2050 (diminution de 30 % par rapport à 2020) | Diminution du coût en capital, de 9 262 $/kW en 2020 à 8 348 $/kW en 2030 et à 6 519 $/kW en 2050 (diminution de 30 % par rapport à 2020) | Diminution du coût en capital, de 9 262 $/kW en 2020 à 8 595 $/kW en 2030 et à 7 400 $/kW en 2050 (diminution de 20 % par rapport à 2020) |
| Production de pétrole et de gaz | |||
| Captage, utilisation et stockage de carboneNote de tableau p | Coût du captage passant d’une fourchette de 45 $ à 125 $/t CO2 en 2030 à une fourchette de 30 $ à 90 $/t CO2 de 2030 à 2050 | ||
| Efficacité des processus d’exploitation des sables bitumineux | Amélioration de l’efficacité des processus d’exploitation des sables bitumineux de 1 % par année | ||
| Hydrogène | |||
| ÉlectrolyseurNote de tableau q | Diminution du coût en capital de 80 % en 2030 et de 84 % en 2050 | Diminution du coût en capital de 74 % en 2030 et de 82 % en 2050 | Diminution du coût en capital de 62 % en 2030 et de 70 % en 2050 |
| Gaz naturel avec CUSC | Diminution du coût en capital de 25 % en 2030 et de 40 % en 2050 | Diminution du coût en capital de 20 % en 2030 et de 25 % en 2050 | |
| Biomasse | Diminution du coût en capital de 18 % en 2030 et de 25 % en 2050 | Diminution du coût en capital de 16 % en 2030 et de 20 % en 2050 | |
| Transport et distribution d’hydrogène | Nous tablons sur la mise en place de réseaux de transport et de distribution appropriés pour acheminer l’hydrogène de façon sûre et fiable des producteurs aux consommateurs et permettre l’adoption de l’hydrogène dans l’ensemble de la filière énergétique. | ||
| Gestion du carbone et des émissions de GES non liées à l’énergie | |||
| Captage direct dans l’airNote de tableau r | Diminution du coût du captage à 330 $/t CO2 en 2035 et 230 $/t CO2 en 2050 | Diminution du coût du captage à 350 $/t CO2 en 2035 et 250 $/t CO2 en 2050 | Coût du captage constant dans la plage de 400 $ à 450 $/t CO2 pendant la période de projection |
| L’affectation des terres, changement d’affectation des terres et foresterie (l’ATCATF)Note de tableau s | Élimination de 30 et 50 millions de tonnes d’équivalent en dioxyde de carbone (Mt d’éq. CO2) en 2030 et 2050, respectivement. Cette hypothèse repose sur une analyse documentaire d’autres projections de carboneutralité du Canada et sur la faisabilité des solutions climatiques naturelles au Canada, dont les solutions fondées sur la nature (en anglais) du Conseil des académies canadiennes. | Élimination de 13 mégatonnes (Mt) d’éq. CO2 en 2030 et maintien au même niveau jusqu’en 2050. Conforme aux récentes projections d’Environnement et Changement climatique Canada (« ECCC »). | |
| DéchetsNote de tableau t | Hypothèse de réduction des émissions de GES provenant de l’élimination des déchets solides de 45 % par rapport aux niveaux de 2020 en 2030, ce qui concorde avec les estimations de la réglementation proposée concernant le méthane provenant des lieux d’enfouissement. Hypothèses de réductions supplémentaires d’ici 2050 pour atteindre 57 % du niveau de 2020 grâce à d’autres mesures de dispersion et de réduction des déchets. | Facteurs d’intensité des déchets et des émissions de GES conformes aux tendances passées de 2001 à 2021 pour la période 2022-2050, d’après les données du Rapport d’inventaire national de 2023 | |
| Agriculture, autre qu’énergieNote de tableau u | Diminution de l’intensité des émissions de GES provenant de la fermentation entériqueDéfinition*, de la gestion des fumiers et des activités agricoles liées aux sols à partir de 2023 pour atteindre une moyenne prudente de 23 % sous les niveaux actuels des mesures en 2050, d’après une analyse documentaire. Hypothèse aussi de l’atteinte de la cible du gouvernement du Canada de réduction des émissions provenant de l’application d’engrais de 30 % par rapport à 2020 d’ici 2030, puis progression linéaire jusqu’à une réduction de 40 % en 2040 et de 50 % en 2050. | Facteurs d’intensité des émissions de GES résultant des activités de production animale et végétale respectant les tendances passées de 2001 à 2021 durant la période 2022-2050 s’ils sont négatifs (d’après les données du Rapport d’inventaire national de 2023) ou diminution de 0,25 % par année | |
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