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• Émissions de gaz à effet de serre
• Demande énergétique
• Électricité
• Production de pétrole et de gaz naturel
• Hydrogène
• Émissions négatives
• Facteurs macroéconomiques

Ce chapitre présente les résultats des projections d’Avenir énergétique 2023. Ces projections ne font pas office de prédictions, mais illustrent plutôt des avenirs possibles fondés 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 de ce chapitre.

Les données à l’appui de cette discussion, y compris les tableaux de données complets pour les trois scénarios, sont disponibles dans le chapitre « Explorer les données liées à l’avenir énergétique ».

Émissions de gaz à effet de serre

En décembre 2015, la plupart des pays, dont le Canada, ont adopté l’Accord de Paris. L’objectif principal de l’Accord est de maintenir « l’augmentation de la température moyenne mondiale bien en dessous de 2 °C au-dessus des niveaux préindustriels » et de poursuivre les efforts « pour limiter l’augmentation de la température à 1,5 °C au-dessus des niveaux préindustriels ». Ces efforts sont attribuables au fait que le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat des Nations Unies indique que le franchissement du seuil de 1,5 °C risque d’avoir des effets beaucoup plus graves sur les changements climatiques, notamment des sécheresses, des vagues de chaleur et des pluies plus fréquentes et plus graves. Pour atteindre l’objectif de l’Accord, il est essentiel de réduire considérablement les émissions mondiales de GES.

L’objectif climatique à long terme du Canada est d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050^{Note de bas de page 7}. Puisque cet objectif est au cœur des deux scénarios de carboneutralité d’Avenir énergétique 2023, les tendances en matière d’émissions de GES sont essentielles à notre analyse. Environ 80 % des émissions totales du Canada sont liées à la production et à la consommation d’énergie, de sorte que les projections relatives aux émissions de GES et à l’offre et à la demande d’énergie dans Avenir énergétique 2023 sont étroitement liées.

Quels secteurs produisent le plus d’émissions au Canada? Comment les émissions changent-elles au cours de la période de projection?

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Profil du Canada en matière d’émissions de GES

De 2000 à 2019, les émissions de GES du Canada ont fluctué entre un peu moins de 700 Mt et environ 750 Mt. En 2020, les émissions ont chuté de 8 % par rapport à 2019. Cette diminution est en grande partie attribuable à une baisse de la consommation d’énergie en réaction aux mesures priseconvs pour réduire la propagation de la COVID-19, comme les restrictions de déplacement et la fermeture d’entreprises. La diminution des émissions de 2019 à 2020 est la plus importante enregistrée au cours de la période pour laquelle des données sont disponibles (de 1990 à 2021).

En 2021, les émissions se sont élevées à 653 Mt, soit une augmentation de 1,2 % par rapport à 2020, mais de 7,3 % par rapport à 2019. La figure R.1 illustre les émissions de GES du Canada en 2021^{Note de bas de page 8}, par secteur économique^{Note de bas de page 9}.

Figure R.1 : Émissions de GES par secteur, 2021

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Parmi les secteurs de la figure R.1, les émissions de GES ont diminué dans les secteurs de l’électricité (-56 %), de l’industrie lourde (-13 %), des transports (-4 %) et des déchets et autres (-10 %) de 2005 à 2021. Les émissions de GES ont augmenté dans les secteurs du pétrole et du gaz (+13 %), des bâtiments (+2 %) et de l’agriculture (+8 %) au cours de la même période. Comme au cours des 30 dernières années, environ 80 % des émissions de GES en 2021 étaient liées à la production et à la consommation d’énergie, principalement par la combustion de combustibles fossiles. Les 20 % restants proviennent d’autres activités comme l’agriculture, la gestion des déchets et certains procédés industriels.

Le profil des émissions de GES au Canada varie considérablement d’une province et d’un territoire à l’autre, comme le montre la figure R.2.

Figure R.2 : Émissions de GES selon la province et le secteur, 2021

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Le lecteur trouvera des données détaillées et une description plus complète du profil des émissions de GES du Canada dans le rapport Canada’s National Greenhouse Gas Inventory (en anglais), publié par Environnement et Changement climatique Canada (« ECCC »).

Projections des émissions de GES

La présente section donne un aperçu de nos projections des émissions de GES dans les trois scénarios. Les sections qui suivent explorent les tendances en matière d’énergie et d’émissions de GES pour chaque segment de la filière énergétique.

Les émissions nettes de GES pour l’ensemble de l’économie tombent à zéro d’ici 2050 dans les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale, ce qui est un résultat prédéterminé en raison de la nature de l’analyse. Les tendances des émissions totales sont semblables dans les deux scénarios, car elles reposent sur des hypothèses de politique climatique semblables. Dans le scénario des mesures actuelles, nous prévoyons des émissions de 566 Mt d’ici 2050, soit 13 % de moins qu’en 2021. Cette projection des émissions de GES dans le scénario des mesures actuelles ne tient compte que des politiques actuellement en place pendant l’analyse et ne tient pas compte des politiques récemment annoncées qui sont en cours d’élaboration. La figure R.3 illustre les émissions nettes totales dans les trois scénarios et la figure R.4, les émissions par secteur économique dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.3 : Émissions totales de GES, tous les scénarios

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Figure R.4 : Émissions de GES selon le secteur économique, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Dans les deux scénarios de carboneutralité, les émissions de tous les secteurs sont beaucoup plus faibles en 2050 qu’en 2021. Le tableau R.1 montre les émissions de GES de chaque secteur en 2050 et décrit brièvement les transformations qui se produisent dans chaque secteur.

Tableau R.1 : Variation des émissions de 2021 à 2050 par secteur économique et principaux résultats, scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale

Demande énergétique

La présente section se penche d’abord sur les projections de la demande^{Note de bas de page 10} d’énergie secondaire^{Note de bas de page 11} (ou « demande pour utilisation finale ») sous l’angle de la consommation d’énergie par secteur de l’économie et des émissions de GES qui y sont associées. Nous décrivons ensuite les projections de la demande d’énergie primaire^{Note de bas de page 12}. La demande pour utilisation finale comprend la consommation d’énergie, y compris l’électricité et l’hydrogène, mais non l’énergie utilisée pour produire de l’électricité et de l’hydrogène.

Nous faisons des projections de la demande d’énergie en simulant les choix énergétiques des entreprises et des ménages, y compris les technologies énergétiques et les combustibles qu’ils utilisent. L’activité économique, la croissance démographique, les caractéristiques technologiques, les prix de l’énergie et les politiques climatiques influent sur les résultats du modèle.

Nos projections de la demande d’énergie reposent également sur des projections des besoins en services énergétiques. Les services énergétiques ne représentent pas l’énergie ou les technologies que nous utilisons, mais plutôt les choses que l’énergie nous permet de faire, comme chauffer nos maisons, nous déplacer d’un endroit à un autre ou faire fonctionner l’équipement d’une entreprise. Nos projections tiennent ainsi compte de la production de diverses industries, du nombre de foyers et d’entreprises qui ont besoin de chauffage et de climatisation, ainsi que du nombre de kilomètres parcourus par les passagers et les marchandises. Le niveau éventuel de services énergétiques requis pourrait être différent de ce qui est prévu dans nos scénarios, ce qui aurait une incidence sur nos projections de consommation d’énergie.

Hausse de la consommation d’énergie à court terme dans les trois scénarios

Nous estimons que la demande d’énergie pour utilisation finale au Canada a augmenté de 4 % en 2022, en grande partie en raison de l’intensification de l’activité industrielle et pétrolière et gazière, ainsi que de la croissance du secteur des transports, qui se rapproche des niveaux prépandémiques. Nous prévoyons que la croissance de la demande se poursuivra en 2023 et 2024, mais à un rythme plus lent.

Diminution à long terme de la consommation d’énergie dans les deux scénarios de carboneutralité

Bien que nous prévoyions une croissance économique et démographique continue, la demande pour utilisation finale diminue de 22 % de 2021 à 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et de 12 % dans le scénario de carboneutralité du Canada. Comme nous l’expliquons dans les sections qui suivent, ce recul est en grande partie attribuable à l’adoption de technologies et de combustibles différents, à une utilisation plus efficace de l’énergie et à des niveaux d’activité plus faibles dans certains secteurs. En particulier, le remplacement des combustibles fossiles par l’électricité peut réduire considérablement la demande globale d’énergie, car les appareils électriques utilisent souvent l’énergie de façon plus efficace. Par exemple, 30 % ou moins de l’énergie contenue dans l’essence sert à propulser les véhicules, le reste étant en grande partie perdu à cause de la chaleur. Dans un véhicule électrique, une plus grande partie de l’énergie stockée dans la batterie est convertie en mouvement. L’effet combiné de ces changements réduit l’intensité énergétique du Canada. L’intensité énergétique de l’économie, souvent mesurée en fonction de la consommation d’énergie par dollar de produit intérieur brut réel, diminue de 2,2 % par année dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et de 1,7 % par année dans le scénario de carboneutralité du Canada. L’intensité énergétique a généralement diminué d’environ 1 % par année en moyenne au cours des dernières décennies.

Consommation d’énergie relativement stable dans le scénario des mesures actuelles

Dans le scénario des mesures actuelles, la consommation d’énergie est relativement stable jusqu’en 2040. Par la suite, la consommation d’énergie recommence lentement à augmenter. Cette hausse est attribuable au fait que les politiques climatiques ne se raffermissent pas au-delà de 2030, mais que l’économie et la population continuent de croître, ce qui fait augmenter la consommation d’énergie. La figure R.5 illustre l’évolution de la demande d’énergie pour utilisation finale dans chaque scénario.

Figure R.5 : Variation de la demande d’énergie pour utilisation finale selon le secteur, de 2021 à 2050, tous les scénarios

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Dans tous les scénarios, les ménages et les entreprises continuent de recevoir des services énergétiques comme ils le font aujourd’hui, comme le chauffage fiable de leur maison ou les déplacements d’un endroit à l’autre. Les sections qui suivent décrivent des projections des changements considérables aux types de combustibles et de technologies qui alimenteront la filière énergétique à l’avenir, mais présentent peu de changements aux services énergétiques offerts aux Canadiens.

Principales tendances : demande d’énergie

Dans les scénarios de carboneutralité, les appareils qui utilisent de l’électricité, comme les véhicules électriques et les thermopompes, sont adoptés rapidement.

Dans les deux scénarios de carboneutralité, les combustibles propres comme l’hydrogène et la bioénergie, ainsi que le CUSC, jouent un rôle de plus en plus important dans les régions plus difficiles à électrifier.

L’efficacité énergétique s’améliore de façon constante au cours de la période de projection.

Résidentiel et commercial

Le secteur résidentiel représentait 13 % de la demande d’énergie pour utilisation finale au Canada et 6 % de ses émissions de GES en 2021. Le secteur commercial, qui comprend des immeubles comme des bureaux, des restaurants et des écoles, représentait 11 % de la demande d’énergie pour utilisation finale au Canada et 7 % de ses émissions de GES en 2021. La plus grande partie de l’énergie consommée dans les deux secteurs est l’électricité et le gaz naturel, et dans certaines régions, les produits pétroliers raffinés et la biomasse sont aussi des combustibles clés. Lorsqu’elles sont combinées, les émissions de GES des deux secteurs sont désignées en tant que « secteur du bâtiment » aux fins de la déclaration des émissions de GES. Les GES dans ce secteur sont principalement attribuables à la consommation de gaz naturel et de mazout pour le chauffage des bâtiments et de l’eau.

Dans les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale, nous prévoyons que les habitudes de consommation d’énergie changent considérablement dans les deux secteurs. L’électrification des locaux et du chauffage de l’eau, ainsi que l’amélioration rapide de l’efficacité énergétique des bâtiments, sont au cœur de la transformation de ce secteur.

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous projetons une amélioration de 50 % de l’efficacité des enveloppes de bâtiments (ou de la résistance des bâtiments à la perte d’air chauffé ou refroidi à l’extérieur) de l’ensemble du parc de bâtiments résidentiels de 2021 à 2050. Dans le secteur commercial, cette amélioration est légèrement plus lente, à 43 %. Les gains d’efficacité énergétique sont attribuables à l’amélioration du rendement énergétique des bâtiments existants et à l’adoption de codes du bâtiment de plus en plus stricts pour les nouveaux bâtiments. Toutes les nouvelles maisons seront construites selon la norme « carboneutre » d’ici 2030. Les gains d’efficacité sont semblables dans le scénario de carboneutralité du Canada. Ces améliorations de l’efficacité énergétique sont importantes, car l’espace résidentiel et commercial augmente d’environ 50 % pendant la période de projection à mesure que de nouvelles maisons et de nouveaux bâtiments sont construits. Dans le scénario des mesures actuelles, des mesures politiques moins ambitieuses se traduisent par des améliorations plus lentes sur le plan de l’efficacité.

Remplacement de combustible nécessaire pour atteindre la carboneutralité

Dans les deux scénarios de carboneutralité, les améliorations de l’efficacité énergétique favorisent l’atteinte de la carboneutralité, mais le remplacement des appareils de chauffage à combustibles fossiles existants par des options sans émissions est nécessaire pour atteindre la carboneutralité. Dans de nombreuses régions, le gaz naturel ou les chaudières au mazout répondent actuellement aux besoins de chauffage. En raison de nos hypothèses sur les politiques climatiques et la réduction des coûts technologiques, les thermopompes électriques deviennent de plus en plus l’appareil de choix lorsque les foyers et les entreprises remplacent leurs appareils de chauffage. Les thermopompes prennent aussi de l’ampleur dans les régions qui dépendent actuellement beaucoup du chauffage au moyen de plinthes électriques. Comme les thermopompes sont très écoénergétiques, le remplacement des plinthes chauffantes par des thermopompes aide à limiter la croissance de la demande d’électricité dans le secteur du bâtiment. À l’heure actuelle, les thermopompes gagnent en popularité dans certaines régions du Canada, mais sont utilisées avec parcimonie dans de nombreuses régions. Le lecteur trouvera de plus amples renseignements sur les caractéristiques des thermopompes dans l’encadré « Pleins feux sur les thermopompes ». Il est important de noter que nos projections sont fondées sur des paramètres concernant la volonté des ménages et des entreprises d’adopter de nouvelles technologies comme les thermopompes. Toutefois, les préférences de la société changent avec le temps, ce qui pourrait modifier les taux d’adoption des thermopompes ou de toute autre technologie dont il est question dans le présent chapitre.

Utilisation accrue des thermopompes dans les deux scénarios carboneutralité en dépit de l’utilisation d’appareils de chauffage au gaz naturel et au mazout, qui subsiste en partie

Dans les deux scénarios de carboneutralité, les thermopompes répondent à environ 50 % des besoins de chauffage des résidences d’ici 2050, comparativement à 6 % en 2021, comme le montre la figure R.6. C’est la même chose dans le secteur commercial, où les thermopompes répondent à environ la moitié des besoins en chauffage des bâtiments d’ici 2050. Bien que les thermopompes dominent les nouvelles installations de chauffage vers le milieu des années 2030, le rythme des changements dans les secteurs résidentiel et commercial a tendance à être lent, car la plupart des ménages et des entreprises remplacent habituellement leurs appareils vers la fin de leur vie utile. Par conséquent, nous prévoyons que certains appareils de chauffage au gaz naturel et au mazout subsisteront en 2050 dans les deux scénarios de carboneutralité. L’amélioration de l’efficacité énergétique et le mélange de combustibles fossiles et de combustibles à faibles émissions de carbone comme l’hydrogène et le gaz naturel renouvelable contribuent à réduire les émissions de ces bâtiments. D’ici 2050, environ 13 % de l’énergie consommée pour le chauffage résidentiel et commercial et le chauffage de l’eau dans les centrales alimentées au gaz est du gaz naturel renouvelable, et 7 % d’hydrogène.

Figure R.6 : Chauffage résidentiel selon la technologie, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Pleins feux sur les thermopompes

Les thermopompes électriques sont une technologie clé pour la décarbonation dans nos scénarios de carboneutralité. Celles-ci sont utilisées partout dans le monde depuis des décennies et la plupart des Canadiens disposent déjà de technologies qui fonctionnent selon les mêmes principes à la maison : réfrigérateurs et climatiseurs. Les thermopompes permettent de déplacer la chaleur d’un espace (une source) à un autre (un dissipateur). Les deux sources les plus courantes pour les thermopompes sont l’air extérieur et le sol. L’électricité sert à transférer la chaleur de l’air ou du sol à un dissipateur, que ce soit l’air intérieur ou l’eau d’un bâtiment. Ce processus peut être inversé de sorte que le bâtiment agisse comme source et que l’air ou le sol agisse comme dissipateur, refroidissant le bâtiment au lieu de le chauffer. Ainsi, les thermopompes peuvent être utilisées toute l’année au Canada pour réguler les températures intérieures.

Puisque les thermopompes transportent la chaleur au lieu de la produire, elles peuvent réaliser des gains d’efficacité bien au-delà des méthodes de chauffage classiques comme une fournaise au gaz naturel. Les thermopompes actuellement sur le marché peuvent atteindre un taux d’efficacité de 300 % à 550 % selon la température de la source et la taille de la thermopompe.

Les coûts d’acquisition et d’installation des thermopompes à air sont moins élevés que ceux des thermopompes géothermiques. Ainsi, les thermopompes à air représentent la plupart des thermopompes installées partout au Canada, tant maintenant que dans nos scénarios. Cependant, à mesure que la température de l’air extérieur diminue, les thermopompes à air deviennent moins efficaces. À l’heure actuelle, les thermopompes à air pour climat froid peuvent encore atteindre une efficacité de 180 % à -15 °C et fonctionner bien jusqu’à -25 °C. Sous cette température, cependant, elles ont de la difficulté à fournir assez de chaleur à une maison. À mesure que les températures diminuent, les maisons perdent de la chaleur plus rapidement et il faut plus d’énergie pour extraire la chaleur de l’air.

Les Canadiens qui vivent dans des climats inférieurs à -25 °C et qui souhaitent installer des thermopompes ont deux options pour chauffer leur maison, même les jours les plus froids. En premier lieu, lorsqu’ils installent une thermopompe, ils peuvent laisser leur système de chauffage actuel comme système de secours ou en installer un nouveau en même temps. Il peut s’agir de toute technologie classique utilisée pour chauffer une maison, comme une fournaise au gaz naturel ou un système de chauffage par résistance électrique. Deuxièmement, les Canadiens peuvent choisir d’investir dans une thermopompe géothermique. Même dans les climats les plus froids du Canada, le sol retient beaucoup plus de chaleur que l’air et peut donc fournir efficacement de la chaleur tout l’hiver.

Pour de plus amples renseignements sur les thermopompes, notamment leur fonctionnalité, leurs caractéristiques techniques et leur installation, veuillez consulter la page Le chauffage et le refroidissement à l’aide d’une thermopompe du site Web de Ressources naturelles Canada.

La consommation totale d’énergie dans le secteur résidentiel diminue de 22 % de 2021 à 2050 selon les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale. Bien que la demande globale diminue, la consommation d’électricité augmente de 1,2 % par année pendant la période de projection, en grande partie en raison de la croissance constante du chauffage électrique au moyen de thermopompes. À mesure que de plus en plus de foyers optent pour les thermopompes et le chauffage électrique à l’eau chaude, la demande de gaz naturel diminue de façon constante. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la demande résidentielle de gaz naturel est inférieure de 72 % en 2050 par rapport à 2021, et de 73 % dans le scénario de carboneutralité du Canada. La consommation d’énergie provenant de la recharge des véhicules électriques à la maison est prise en compte dans le secteur des transports, que nous décrivons plus loin dans le présent chapitre.

Dans le scénario des mesures actuelles, les secteurs résidentiel et commercial affichent des améliorations constantes de l’efficacité énergétique et une certaine transition vers le chauffage à l’électricité. Toutefois, le rythme des changements est beaucoup plus lent que dans les scénarios de carboneutralité. Dans ces secteurs, la demande de gaz naturel diminue de 18 % de 2021 à 2050, tandis que la consommation d’électricité augmente à un rythme semblable à celui des deux dernières décennies. La figure R.7 illustre la demande totale d’électricité et de gaz naturel dans les scénarios de carboneutralité à l’échelle mondiale et des mesures actuelles.

Figure R.7 : Consommation d’énergie combinée des bâtiments résidentiels et commerciaux selon le combustible, scénarios de carboneutralité à l’échelle mondiale et mesures actuelles

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Émissions de GES des secteurs résidentiel et commercial

Les émissions de GES des bâtiments résidentiels et commerciaux suivent les tendances de la demande d’énergie que nous décrivons ci-dessus. Les émissions de GES du secteur du bâtiment suivent de près le volume de gaz naturel et de mazout de chauffage utilisé. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, les émissions de GES dans le secteur du bâtiment reculent de 87 Mt en 2021 à 25 Mt en 2050, une diminution de 71 %, et des réductions très semblables dans le scénario de carboneutralité du Canada. Dans les deux scénarios de carboneutralité, les émissions du secteur du bâtiment demeurent positives en 2050, mais dans l’ensemble, le Canada atteint la carboneutralité en raison des émissions négatives dans d’autres secteurs. Dans le scénario des mesures actuelles, les émissions diminuent plus lentement dans le secteur du bâtiment pour atteindre 64 Mt en 2050, ce qui représente une diminution de 27 %.

Industrie

Le secteur industriel a compté pour 54 % de la demande d’énergie pour utilisation finale au Canada en 2021, ce qui en fait le plus grand consommateur d’énergie. Le secteur industriel est diversifié, avec plusieurs sous-secteurs, dont le pétrole et le gaz naturel, et diverses industries lourdes comme le ciment, les pâtes et papiers, le fer et l’acier. Le secteur est également diversifié sur le plan de la consommation d’énergie, le gaz naturel représentant la plus grande part de la consommation de carburant, à 49 % en 2021, suivi des produits pétroliers raffinés (28 %), de l’électricité (14 %) et des biocarburants (8 %). La principale utilisation d’énergie dans le secteur industriel est la production de chaleur, qui est utilisée dans différents procédés industriels. Les produits énergétiques comme les produits pétroliers raffinés et les liquides de gaz naturel servent aussi de charge d’alimentation non énergétique^Définition* dans des secteurs comme ceux de la production de produits chimiques et d’engrais.

Comment la demande d’énergie change-t-elle au fil du temps dans le secteur industriel?

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Émissions industrielles de GES provenant principalement du pétrole et du gaz et de l’industrie lourde

En 2021, le secteur pétrolier et gazier a émis 189 Mt, soit 29 % des émissions totales du Canada. L’industrie lourde a compté pour 12 % des émissions totales en 2021, ou 77 Mt.

La présente section porte principalement sur les tendances de la consommation d’énergie et des émissions de GES dans l’industrie lourde. Nous décrivons les tendances du secteur pétrolier et gazier dans la section portant sur la production de pétrole et de gaz naturel.

Nouvelles technologies, CUSC et remplacement de combustible : changements clés dans l’industrie lourde dans les deux scénarios de carboneutralité

Dans les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale, les changements qui surviennent dans le secteur pour réduire les émissions de GES varient en raison des processus uniques propres à chaque sous-secteur industriel. Cependant, les principaux facteurs à l’origine du changement sont l’innovation technologique, l’application de la technologie du CUSC et le remplacement de combustible. Dans l’industrie lourde, il y a deux grandes sources d’émissions : les émissions provenant de la combustion de combustibles fossiles pour produire de la chaleur à haute température et les émissions liées aux procédés qui découlent de réactions chimiques ou physiques dans le processus de production lui-même

Le déploiement de nouvelles technologies favorisé par des coûts moindres et des politiques climatiques plus fermes

De nouvelles technologies industrielles sont adoptées dans les scénarios de carboneutralité à mesure qu’elles deviennent plus largement disponibles à des coûts moindres et que les producteurs cherchent des options pour réagir au renforcement des politiques climatiques. Par exemple, dans le secteur de la production d’aluminium, l’utilisation d’anodes inertes devient un choix de plus en plus économique. Comparativement aux anodes de carbone^Définition*, l’avantage des anodes inertes^Définition* est que le CO₂ n’est plus un sous-produit du procédé de fusion de l’aluminium.

L’industrie du fer et de l’acier est un autre exemple d’innovation technologique. La plus grande partie de l’acier neuf produit au Canada est obtenue à partir de la réaction du minerai de fer et de charbon, ce qui crée à la fois une combustion et des émissions liées aux procédés. Dans les deux scénarios de carboneutralité, les producteurs de fer et d’acier utilisent un mélange de technologies qui dépendent de l’électricité, du gaz naturel avec CUSC et de l’hydrogène pour décarboner l’industrie. L’acier peut aussi être recyclé à 100 % à partir de l’électricité, et les producteurs utilisent de plus en plus cette voie là où de la ferraille d’acier est disponible.

Le CUSC : une importante option de décarbonation du secteur industriel

Le CUSC devient une importante option de décarbonisation lorsqu’un processus de production exige une chaleur à haute température ou produit d’importantes émissions liées au procédé. Le CUSC est un ensemble de technologies qui captent le CO₂ des installations pour le stocker dans des formations géologiques souterraines ou l’utiliser dans d’autres procédés, comme la minéralisation permanente dans le béton. Au lieu d’être stocké de façon permanente, le carbone capté peut être utilisé de différentes façons, par exemple dans la production de combustibles synthétiques.

Dans l’industrie lourde, plusieurs secteurs utilisent de plus en plus le CUSC pendant la période de projection dans les deux scénarios de carboneutralité, comme le montre la figure R.8. Nous prévoyons que le secteur de l’industrie lourde captera un total de 6 Mt d’émissions de GES en 2030, qui passera à 24 Mt en 2040 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, après quoi le CUSC dans le secteur sera relativement stable. Ces émissions excluent le carbone capté dans les secteurs de l’électricité et du pétrole et du gaz, que nous décrivons plus loin dans le présent chapitre. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, le CUSC joue un rôle semblable dans l’industrie lourde.

Figure R.8 : Émissions de GES captées au moyen du CUSC dans l’industrie lourde, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Le remplacement de combustible : une tendance importante dans les deux scénarios de carboneutralité

Diverses politiques climatiques modifient le coût relatif des combustibles et les industries réagissent en passant à des sources d’énergie à faibles émissions ou à émissions nulles, dans la mesure du possible. Comme le montre la figure R.9, la part des sources d’énergie à émissions faibles ou nulles en carbone augmente de façon constante pendant la période de projection. La part de l’hydrogène à faible teneur en carbone dans la demande totale d’énergie industrielle lourde passe de moins de 1 % en 2021 à 6 % en 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, et est semblable dans le scénario de carboneutralité du Canada. D’autres sources d’énergie, comme l’électricité, la biomasse, les biocarburants et le gaz naturel renouvelable, augmentent leur part dans les deux scénarios de carboneutralité. Ces sources d’énergie à faibles émissions de carbone ou sans émissions de carbone compensent l’énergie produite à partir de combustibles fossiles, dont la part combinée de la consommation d’énergie du secteur industriel lourd passe d’environ 60 % en 2021 à 32 % en 2050.

Figure R.9 : Part du type d’énergie dans le secteur industriel, à l’exclusion du secteur pétrolier et gazier, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Augmentation de moins de 10 % de la consommation totale d’énergie dans le secteur industriel dans les deux scénarios de carboneutralité

Dans le scénario des mesures actuelles, la consommation d’énergie dans le secteur industriel subit certains changements, comme des améliorations de l’efficacité énergétique et certaines applications limitées du CUSC. Toutefois, le rythme des changements est beaucoup plus lent que dans les scénarios de carboneutralité. Cela s’explique par nos hypothèses sur les politiques climatiques et les coûts technologiques dans ce scénario, qui incitent moins les industries à modifier leurs habitudes de consommation d’énergie.

La consommation totale d’énergie dans le secteur industriel augmente de moins de 10 % dans les deux scénarios de carboneutralité

Nous prévoyons que la consommation totale d’énergie dans le secteur de l’industrie lourde demeurera relativement stable dans les deux scénarios de carboneutralité, augmentant de moins de 10 % de 2021 à 2050, comparativement à près de 20 % dans le scénario des mesures actuelles. Les nouvelles technologies et les améliorations en matière d’efficacité énergétique réduisent la consommation d’énergie dans le secteur.

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la consommation totale d’énergie dans l’ensemble du secteur industriel, y compris le pétrole et le gaz, l’industrie légère et les procédés de CDA, diminue de 27 % jusqu’en 2050. La baisse de la consommation d’énergie pour la production de pétrole et de gaz naturel est à l’origine de cette tendance, qui est en partie neutralisée par l’émergence d’installations de CDA plus tard au cours de la période de projection, qui utilisent de grandes quantités d’électricité et de gaz naturel. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la production de pétrole et de gaz naturel et la consommation totale d’énergie dans le secteur industriel sont plus élevées que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, mais diminuent tout de même de 10 % d’ici 2050. Dans le scénario des mesures actuelles, la consommation totale d’énergie dans le secteur industriel augmente de façon constante, bien qu’un peu plus lentement qu’au cours des deux dernières décennies.

La figure R.10 illustre la consommation industrielle totale de combustibles fossiles, selon le combustible, dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. D’ici 2050, la part de l’électricité, des combustibles propres comme la bioénergie et l’hydrogène, et des combustibles fossiles avec CUSC triplera par rapport aux niveaux actuels.

Figure R.10 : Consommation totale d’énergie selon le combustible, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Émissions industrielles de GES

Les principales tendances que nous décrivons dans la section précédente, soit l’innovation technologique, le CUSC et le remplacement de combustibles, se traduisent par une diminution constante des émissions de GES du secteur de l’industrie lourde dans les deux scénarios de carboneutralité. Dans les deux scénarios, les émissions diminuent de près de 75 % par rapport à 2021. Ainsi, les émissions de GES de l’industrie lourde sont positives en 2050, bien que le Canada atteigne toujours la carboneutralité en raison des émissions négatives dans d’autres secteurs. Les émissions diminuent de 15 % dans le scénario des mesures actuelles.

Les installations de CDA, que nous considérons comme faisant partie du secteur industriel élargi, produisent des émissions nettes négatives d’ici 2050 dans les deux scénarios de carboneutralité. Les émissions du secteur pétrolier et gazier diminuent considérablement dans les deux scénarios de carboneutralité. Nous décrivons nos résultats en matière de consommation d’énergie et d’émissions de GES pour ces deux secteurs plus loin dans le présent chapitre.

Transport

En 2021, le secteur des transports a représenté 21 % de la demande d’énergie pour utilisation finale au Canada. Cette demande comprend l’énergie utilisée pour le transport de personnes et de marchandises par divers moyens, dont les véhicules routiers, les trains, les avions et les bateaux. La quasi-totalité de l’énergie consommée dans ce secteur provient de produits pétroliers raffinés dérivés du pétrole brut. L’essence, combustible principal des véhicules routiers à passagers, a représenté 53 % de la demande totale de transport en 2021. Dans le secteur du transport de marchandises, le diesel est le combustible le plus courant, représentant 32 % de la demande totale de transport en 2021. Le carburant aviation, les biocarburants et le mazout lourd ont constitué la majeure partie de la consommation d’énergie restante en 2021. L’électricité ne représente qu’une petite partie de la demande d’énergie dans le secteur des transports, mais elle est en croissance.

En 2021, les émissions de GES du secteur des transports ont totalisé 150 Mt, soit près du quart des émissions totales du Canada. Les émissions du secteur ont diminué de 4 % depuis 2005. Le transport de passagers représentait 57 % des émissions de GES dans le secteur des transports, le transport de marchandises comptant pour 33 % et le reste des émissions provenant des véhicules hors route.

Comment la demande d’énergie change-t-elle au fil du temps dans le secteur des transports?

Découvrez les données à l’aide de notre outil de visualisation interactif. Jetez un coup d’œil au bouquet énergétique projeté pour la demande d’énergie pour utilisation finale dans le secteur des transports.

Explorer la demande d’énergie pour utilisation finale

Transport de passagers

Dans nos deux scénarios de carboneutralité, le principal changement dans le secteur du transport de passagers est le passage aux véhicules électriques et à l’abandon des véhicules à moteur à combustion interne. Les émissions des véhicules de ce type qui restent sur la route diminuent également.

Augmentation considérable de l’utilisation de véhicules électriques dans tous les scénarios

Les ventes de véhicules électriques, y compris les véhicules électriques hybrides rechargeables, représentaient plus de 8 % de toutes les ventes de véhicules au Canada en 2022, comparativement à 2 % en 2018. Nous prévoyons que cette tendance s’accélérera dans les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale, presque toutes les ventes de véhicules de tourisme étant des véhicules électriques d’ici 2035. Toutefois, le parc total de véhicules sur la route change plus lentement, car les véhicules peuvent rester sur la route pendant 15 ans ou plus. Bien que les ventes de nouveaux véhicules à moteur à combustion interne soient presque nulles en 2035, certains véhicules plus anciens demeurent sur la route d’ici 2050 dans les deux scénarios de carboneutralité. Dans le scénario des mesures actuelles, les ventes de véhicules électriques augmentent à un rythme plus lent que dans les scénarios de carboneutralité, mais demeurent un choix concurrentiel pour les consommateurs, comptant pour 50 % de toutes les ventes de véhicules en 2035 et 75 % en 2050. La figure R.11 illustre la part des véhicules électriques vendus et des véhicules de tourisme sur la route dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.11 : Part des véhicules électriques dans les ventes totales de véhicules et véhicules sur la route, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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L’électrification du parc de véhicules de tourisme est dictée par les politiques que nous supposons dans les scénarios de carboneutralité. Les cibles fédérales obligatoires de vente de véhicules zéro-émission et les politiques semblables en Colombie-Britannique et au Québec, les incitatifs fédéraux et provinciaux pour les véhicules électriques et l’augmentation de la tarification du carbone augmentent la disponibilité et la rentabilité des véhicules électriques comparativement aux véhicules à moteur à combustion interne. En outre, nous supposons que les coûts des batteries, qui constituent une composante importante du coût des véhicules électriques, diminuent au cours de la période de projection.

Diminution considérable les émissions des autres véhicules à moteur à combustion interne

Bien que les véhicules électriques gagnent de plus en plus de parts de marché pendant la période de projection, les émissions des véhicules à moteur à combustion interne diminuent également dans les trois scénarios. Les politiques, y compris les normes sur les émissions de GES des véhicules légers du Canada et le Règlement sur les carburants propres, se traduisent par une réduction globale des émissions par kilomètre parcouru par les véhicules à moteur à combustion interne. Cette réduction comprend un plus grand mélange de biocarburants dans l’approvisionnement en combustibles liquides et une meilleure efficacité énergétique des nouveaux véhicules à moteur à combustion interne. Combinées à l’adoption à grande échelle des véhicules électriques, les émissions par kilomètre parcouru par les véhicules de tourisme diminuent d’environ 95 % dans les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale de 2021 à 2050. Outre le passage aux véhicules électriques, le transport en commun continue de jouer un rôle clé dans le déplacement des personnes. Le transport en commun est de plus en plus alimenté par l’électricité et la bioénergie dans les scénarios de carboneutralité.

Réduction des émissions atmosphériques grâce à l’amélioration de l’efficacité des aéronefs et à l’utilisation de combustibles propres

Dans les trois scénarios, la demande de carburant aviation revient aux niveaux prépandémiques au plus tard en 2023. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous prévoyons que la consommation d’énergie pour l’aviation de passagers demeurera relativement stable après 2023, alors que des aéronefs plus récents et plus efficaces aideront à améliorer l’efficacité énergétique des déplacements aériens. Le scénario de carboneutralité au Canada tient compte de tendances sont semblables. Dans les scénarios de carboneutralité, la principale source de réduction des émissions de GES dans le secteur est l’utilisation accrue de biocarburants et de combustibles à base d’hydrogène.

Diminution de la consommation d’énergie pour le transport de passagers dans tous les scénarios

En raison de l’adoption à grande échelle des véhicules électriques, nous prévoyons que la consommation totale d’énergie dans le secteur du transport de passagers de 43 % de 2021 à 2050 selon les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale. Cette baisse de la consommation d’énergie est en grande partie attribuable au fait que les véhicules électriques sont beaucoup plus écoénergétiques que les véhicules à moteur à combustion interne^{Note de bas de page 13}. En 2050, l’électricité représente près de 50 % de la consommation d’énergie dans le secteur du transport de passagers dans les deux scénarios de carboneutralité, comparativement à moins de 1 % en 2021. Le carburant aviation à faible teneur en carbone, le carburant aviation classique, l’essence et l’éthanol constituent la majeure partie du bouquet énergétique restant en 2050. Dans le scénario des mesures actuelles, la consommation d’énergie pour le transport de passagers diminue lentement après avoir rebondi aux niveaux d’avant la pandémie en 2023. L’augmentation du nombre de véhicules électriques et l’amélioration de l’efficacité des véhicules à moteur à combustion interne expliquent cette diminution.

Transport de marchandises

Dans les deux scénarios, nous projetons quelques changements importants dans la consommation d’énergie et les technologies utilisées pour le transport des marchandises. Le nombre de camions et de fourgonnettes électriques augmente considérablement dans certains segments de ce secteur. Toutefois, dans le secteur du transport de marchandises lourdes, nous prévoyons que d’autres options sont viables, notamment l’utilisation accrue de la technologie des piles à hydrogène. Les biocarburants deviennent également un combustible économiquement attrayant dans les scénarios de carboneutralité, fournissant un combustible à faible teneur en carbone qui peut être utilisé dans les moteurs diesel existants ou mélangé à du diesel dérivé de combustibles fossiles pour réduire l’intensité des émissions de ce combustible.

Les véhicules de transport de marchandises légères servent habituellement à transporter des charges plus petites sur des distances relativement courtes. Dans les deux scénarios de carboneutralité, les camions électriques et les fourgonnettes deviennent graduellement le choix le plus économique. Dans les deux scénarios de carboneutralité, presque toutes les ventes de véhicules de transport de marchandises légers sont électriques d’ici 2040.

Augmentation considérable de l’utilisation de véhicules à base d’hydrogène dans le secteur du transport de marchandises dans les scénarios de carboneutralité

En ce qui concerne le transport de marchandises lourdes, les véhicules électriques occupent une part du marché dans nos scénarios de carboneutralité, comme le font d’autres technologies. Une solide offre d’hydrogène se développe dans les deux scénarios de carboneutralité, en partie en raison de la demande d’hydrogène pour les camions, les locomotives et les navires équipés de piles à combustible. Les piles à combustible transforment l’hydrogène en électricité, qui alimente les moteurs électriques. Comparativement aux batteries, l’hydrogène comprimé jumelé à des piles à combustible est plus dense en énergie, ce qui est avantageux pour le transport de marchandises lourdes sur de longues distances. L’utilisation d’hydrogène dans le secteur du transport de marchandises augmente, passant de près de 0,5 Mt en 2030 à près de 5 Mt en 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, et un peu plus dans le scénario de carboneutralité du Canada. La demande d’électricité pour le transport de marchandises atteint plus de 90 térawattheures (« TWh ») en 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Compte tenu de l’efficacité relativement élevée des véhicules électriques, cela représente une grande partie des activités liées au transport de marchandises. Contrairement au secteur du transport de passagers, où l’électrification des véhicules personnels prend de l’ampleur, la composition relative des technologies dans le secteur du transport de marchandises est plus incertaine. Selon l’évolution des technologies et des marchés, nous pourrions voir plus ou moins d’hydrogène, d’électricité ou d’autres combustibles propres à l’avenir. Nous examinons plus en détail cette incertitude dans la simulation de l’offre et de la demande d’hydrogène, qui se trouve dans la section portant sur les résultats pour l’hydrogène.

Augmentation de la consommation de diesel renouvelable à 35 % de l’offre de carburant diesel d’ici 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

Nous prévoyons également une croissance constante de l’utilisation de biocarburants dans le secteur du transport de marchandises. Les biocarburants les plus courants aujourd’hui sont l’éthanol et le biodiesel. Ceux-ci sont souvent mélangés à des carburants à base de pétrole pour utilisation dans les véhicules à moteur à combustion interne. Toutefois, la vitesse à laquelle ces combustibles peuvent être mélangés au flux de combustibles à base de pétrole est limitée, habituellement de 5 % à 20 %, selon les caractéristiques du moteur. Dans les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale, le diesel renouvelable, souvent appelé diesel renouvelable produit par hydrogénation^Définition*, devient le principal biocarburant pendant la période de projection. Le diesel renouvelable est l’équivalent chimique du diesel obtenu à partir de combustibles fossiles. Cela signifie qu’il s’agit d’un « biocarburant de substitution » qui peut être utilisé comme substitut direct pour le diesel à base de pétrole ou mélangé à un ratio beaucoup plus élevé que le biodiesel. Le diesel renouvelable peut être dérivé de nombreux procédés différents, ce qui permet d’utiliser divers types de charges d’alimentation de la biomasse. D’ici 2030, dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous projetons que la part du diesel renouvelable dans l’offre de carburant diesel atteindra 7 %, puis passera à 35 % d’ici 2050.

Dans le scénario des mesures actuelles, le secteur du transport de marchandises devient graduellement plus efficace, les améliorations étant surtout axées sur l’efficacité des moteurs et l’aérodynamique. Nous prévoyons aussi une consommation beaucoup plus faible de véhicules électriques et à pile à hydrogène et une utilisation moindre de biocarburants.

Diminution de la consommation d’énergie pour le transport de marchandises dans les scénarios de carboneutralité et augmentation dans le scénario des mesures actuelles

La consommation totale d’énergie dans le secteur du transport de marchandises augmente à court terme à mesure que les volumes d’expédition atteignent les niveaux d’avant la pandémie. À plus long terme, la demande suit une tendance à la baisse dans les deux scénarios de carboneutralité. Cette baisse est principalement attribuable à la croissance des véhicules électriques et à pile à hydrogène, qui sont tous deux plus écoénergétiques que les véhicules à moteur à combustion interne. Cet effet est partiellement neutralisé par la croissance constante de la demande de services de transport de marchandises. Dans le scénario des mesures actuelles, la consommation d’énergie dans le secteur du transport de marchandises augmente de 25 % au cours de la période de projection.

La figure R.12 illustre la demande d’énergie pour utilisation finale selon le combustible dans le secteur des transports, y compris la consommation d’énergie pour le transport de personnes, le transport de marchandises et hors route dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, et la demande totale pour utilisation finale dans les deux autres scénarios.

Figure R.12 : Demande pour utilisation finale dans le secteur des transports selon le combustible, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Émissions de GES du secteur des transports

Les émissions du secteur des transports diminuent fortement dans les deux scénarios de carboneutralité, tout en demeurant relativement stables dans le scénario des mesures actuelles. Nous prévoyons que les émissions de GES dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale diminueront de 90 % de 2021 à 2050, et d’un niveau semblable dans le scénario de carboneutralité du Canada. Dans les deux scénarios de carboneutralité, ces réductions sont dictées par nos hypothèses au sujet de politiques comme les cibles fédérales obligatoires de vente de véhicules zéro émission et l’augmentation constante de la tarification du carbone à l’échelle de l’économie. La baisse des coûts de certaines technologies, comme les batteries des véhicules électriques et des véhicules à hydrogène, est également prise en compte dans nos projections. Bien que le Canada atteigne la carboneutralité d’ici 2050 dans les scénarios de carboneutralité, le secteur des transports demeure responsable de certaines émissions en 2050, principalement dans les secteurs de l’aviation et du transport de marchandises. Dans le scénario des mesures actuelles, les émissions diminuent de façon constante après 2025, les réductions continues des émissions dans le secteur du transport de passagers compensant la croissance des émissions dans le secteur du transport de marchandises.

Demande d’énergie primaire

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^{Note de bas de page 14} 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.

Baisse de la demande primaire totale attribuable en grande partie à la diminution de la consommation de combustibles fossiles dans les deux scénarios de carboneutralité

La consommation de charbon poursuit sa tendance à la baisse actuelle, en grande partie en raison de l’élimination progressive des centrales au charbon. La demande de produits pétroliers raffinés diminue, principalement en raison de l’utilisation beaucoup plus grande de l’électricité dans le secteur des transports. Une source de demande de pétrole brut relativement stable pendant la période de projection est celle des produits non énergétiques comme l’asphalte, les lubrifiants et les charges d’alimentation pétrochimiques.

Baisse de la demande de gaz naturel dans les deux scénarios de carboneutralité et hausse dans le scénario des mesures actuelles

La demande de gaz naturel diminue en raison de l’électrification du chauffage résidentiel, de la diminution de la consommation de gaz naturel dans les secteurs pétrolier et gazier en amont et de l’amélioration de l’efficacité énergétique dans les secteurs résidentiel et industriel. La diminution de la demande de gaz naturel est inférieure à celle de la demande du charbon et des produits pétroliers raffinés, car nous prévoyons que le gaz naturel devient de plus en plus utilisé dans le secteur de la production d’électricité lorsqu’il est combiné au CUSC et comme charge d’alimentation pour la production d’hydrogène. Dans le scénario des mesures actuelles, la demande d’énergie primaire demeure relativement stable jusqu’en 2040, avant d’augmenter au cours de la dernière décennie de la période de projection. La figure R.13 illustre la demande primaire selon le combustible pour les trois scénarios.

Figure R.13 : Demande d’énergie primaire selon le combustible, tous les scénarios

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Principales incertitudes : demande d’énergie

Facteurs liés à la consommation d’énergie – Le besoin d’énergie dans chaque secteur dépend de nos projections d’activités dans ce secteur, comme la production économique de diverses industries ou la croissance démographique. Des résultats différents pour l’un ou l’autre des facteurs liés à la consommation d’énergie pourraient avoir une incidence sur les perspectives énergétiques à long terme.

Technologie – Nous posons des hypothèses sur les coûts de diverses technologies énergétiques à l’avenir. Des coûts différents de ceux que nous supposons modifieront la prise de décisions des consommateurs d’énergie et les projections de consommation d’énergie dans nos scénarios. Nous examinons certaines de ces incertitudes dans des simulations tout au long du présent rapport.

Changement comportemental – Les décisions des consommateurs d’énergie changent en fonction des préférences sociétales au fil du temps. Par exemple, les préférences pourraient évoluer vers des villes plus ou moins densément peuplées, le travail à distance ou des maisons plus grandes ou plus petites, ce qui peut influer sur les projections de consommation d’énergie.

Électricité

Le réseau électrique du Canada est actuellement l’un des réseaux produisant les plus faibles niveaux d’émissions au monde, 81 % de la production provenant de sources à faibles émissions ou à émissions nulles. Cela est en grande partie attribuable aux ressources hydroélectriques du Canada, qui ont fourni plus de 61 % de l’électricité du pays en 2021. Le nucléaire et, de plus en plus, l’éolien et le solaire contribuent aussi à la forte proportion de production d’électricité sans émissions au Canada.

Pour élaborer les projections de production d’électricité dans Avenir énergétique 2023, nous nous appuyons sur un modèle qui simule les activités et les décisions d’investissement du secteur de l’électricité, tout en assurant la fiabilité du réseau. Le modèle construit de nouvelles infrastructures de production, de stockage et de transport en réduisant au minimum les coûts totaux du réseau pendant toute la période de projection. Nous incorporons également nos hypothèses sur les politiques, les coûts et les caractéristiques opérationnelles de diverses technologies de production. Des facteurs autres que ceux-ci peuvent avoir une incidence sur l’élaboration d’un large éventail de projets énergétiques, dont des projets d’électricité. Il peut s’agir, par exemple, de préoccupations concernant la qualité de l’air, la sécurité, le bruit, les utilisations concurrentes des terres ou les effets visuels. Les préférences de la société et leur évolution future dépassent largement la portée de notre analyse, mais pourraient avoir une incidence sur les projections relatives aux technologies de production d’électricité que nous décrivons dans la présente section.

Diversification du réseau électrique du Canada sur le plan régional

Le bouquet énergétique de chaque province et territoire dépend en grande partie des ressources disponibles. Le Québec, le Manitoba, Terre-Neuve-et-Labrador, le Yukon et la Colombie-Britannique produisent beaucoup d’hydroélectricité, tandis que l’Alberta, la Saskatchewan et les collectivités éloignées et du Nord comptent davantage sur les combustibles fossiles. L’Ontario et le Nouveau-Brunswick ont des bouquets d’électricité variés, y compris le nucléaire. Cette diversité régionale signifie que les parcours de réduction des émissions dans nos scénarios de carboneutralité sont propres à chaque région.

De tous les grands secteurs au Canada, c’est le secteur de l’électricité qui a enregistré la plus forte réduction des émissions, soit plus de la moitié de celles de 2005 à 2021. De nombreuses provinces ont réduit les émissions de ce secteur pendant cette période, l’Ontario et l’Alberta ayant enregistré les plus fortes réductions. L’Ontario a éliminé graduellement les centrales alimentées au charbon d’ici 2015, et l’Alberta devrait le faire d’ici la fin de 2023. Au total, le secteur de l’électricité a produit 8 % des émissions du Canada en 2021.

Hausse de la consommation d’électricité et diminution des émissions dans les scénarios de carboneutralité

Dans les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale, l’électricité devient la pierre angulaire de la filière énergétique canadienne. Dans les deux scénarios, nous projetons que la quantité d’électricité produite et consommée au Canada en 2050 aura plus que doublé par rapport aux niveaux actuels. Bien que les besoins en électricité augmentent, nous prévoyons que le réseau électrique réduira également les émissions nettes à zéro d’ici 2035 dans les deux scénarios. Cette réduction est attribuable à la croissance de la production éolienne, nucléaire, hydroélectrique et au gaz naturel grâce au CUSC et à l’élimination progressive de la production d’électricité à partir du charbon. Après 2035, les émissions de GES du secteur de l’électricité deviennent négatives nettes, ce qui signifie que le secteur élimine plus d’émissions qu’il n’en émet par le déploiement de la BECSC^Définition*.

Grandes tendances : électricité

La consommation d’électricité double pendant la période de projection dans les deux scénarios de carboneutralité.

Nous prévoyons la plus forte croissance de la production éolienne dans tous les scénarios, y compris le scénario des mesures actuelles, malgré des politiques climatiques moins ambitieuses et des améliorations plus modestes des coûts technologiques.

Le réseau électrique se décarbone et devient carbonégatif d’ici 2035 avec le déploiement des installations de production de la BECCS.

Quelles sources d’énergie votre région utilise-t-elle pour produire de l’électricité?

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Consommation d’électricité

Comme il en est question dans la section du présent chapitre portant sur la demande d’énergie, nous projetons que la demande d’électricité augmentera considérablement dans tous les secteurs d’utilisation finale dans les deux scénarios de carboneutralité. Cette croissance est attribuable à l’adoption à grande échelle des véhicules électriques et des thermopompes, ainsi qu’à l’électrification de certaines activités industrielles. De plus, comme nous l’expliquons plus en détail dans la section du présent chapitre portant sur l’hydrogène, la production d’hydrogène devient une source importante de nouvelle demande d’électricité à l’avenir. Enfin, nous projetons la construction d’installations de CDA, qui deviendront une nouvelle source de demande d’électricité plus tard au cours de la période de projection. Nous décrivons le rôle du CDA dans la section portant sur les émissions négatives plus loin dans le présent chapitre.

La figure R.14 présente la demande d’électricité selon le secteur pour le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Dans l’ensemble, nous prévoyons que la demande d’électricité augmentera de 120 % de 2021 à 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et de 135 % dans le scénario de carboneutralité du Canada. Dans les deux scénarios, le taux annuel de croissance de la demande est presque le triple de celui de la période de 1995 à 2019. Dans le scénario des mesures actuelles, la demande d’électricité croît plus lentement que dans les scénarios de carboneutralité, augmentant de 62 % au cours de la période de projection.

Figure R.14 : Consommation d’électricité selon le secteur, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Nos projections en matière d’électricité sont aussi influencées par les changements dans les habitudes quotidiennes et saisonnières de consommation d’électricité. À mesure que de nouvelles utilisations de l’électricité émergent, le sommet annuel de la demande d’électricité dans un réseau changera probablement. Ce changement influera sur l’évolution des réseaux d’électricité à mesure que les services publics et les exploitants de réseaux devront répondre de façon fiable à la demande annuelle maximale d’électricité, qui pourrait se produire seulement une ou deux heures par année.

Augmentation du sommet horaire annuel de la demande d’électricité dans toutes les régions dans les deux scénarios de carboneutralité

Cette hausse est attribuable à la croissance de la consommation d’électricité dans son ensemble, mais aussi à l’utilisation croissante d’appareils qui augmentent la consommation d’électricité pendant une certaine période de la journée ou d’une saison donnée. Par exemple, les véhicules électriques consomment généralement des quantités relativement importantes d’électricité sur une courte période lorsque les propriétaires les branchent. De même, l’utilisation accrue des thermopompes fait en sorte que la demande globale d’électricité est plus sensible aux conditions météorologiques qu’à l’heure actuelle.

Que se passera-t-il si les tendances en matière de recharge des véhicules électriques entraînent une demande d’électricité de pointe plus élevée?

Les ventes de véhicules électriques au Canada ont augmenté rapidement au cours des dernières années, atteignant plus de 8 % des ventes totales de véhicules en 2022. Bien que les véhicules à moteur à combustion interne utilisent des produits pétroliers raffinés comme l’essence et le diesel comme source d’énergie, ils sont alimentés par de l’électricité stockée dans de grandes batteries, qui font fonctionner des moteurs électriques et propulsent le véhicule. Les batteries de véhicules électriques sont chargées au moyen du même réseau électrique que nous utilisons pour alimenter d’autres aspects de notre vie quotidienne.

Besoin d’électricité plus important pour les véhicules électriques que pour la plupart des autres appareils ménagers

À l’heure actuelle, la plupart des véhicules électriques consomment entre 3 000 et 6 000 kilowattheures (« kWh ») par année, sur une distance de conduite de 20 000 km. Un nouveau réfrigérateur consomme environ 500 kWh par année. À l’heure actuelle, la plupart des bornes de recharge pour véhicules électriques sont installées dans un garage ou à une station de recharge publique. Dans la plupart des cas, le taux de transfert de puissance est assez élevé pour permettre le chargement rapide des batteries. La plupart des chargeurs domestiques peuvent charger une batterie épuisée en 4 à 12 heures. Bon nombre de bornes de recharge publiques pour des véhicules électriques sont beaucoup plus rapides que les bornes de recharge à domicile.

Les propriétaires de véhicules électriques ont tendance à brancher leurs véhicules aux chargeurs à leur arrivée à la maison. Pour de nombreux conducteurs, ce moment se situe souvent en fin d’après-midi à leur retour du travail. La demande résidentielle d’électricité est souvent déjà élevée pendant ces heures, notamment en raison de l’utilisation accrue de poêles et d’appareils électroniques. C’est aussi souvent la partie la plus chaude de la journée en été, ce qui signifie qu’un plus grand nombre d’appareils de climatisation fonctionnent. Si les modèles de charge ne sont pas gérés à mesure que la part des véhicules électriques augmente, la recharge de ceux-ci pourrait contribuer à une consommation d’électricité beaucoup plus élevée en période de pointe. Le niveau de la demande de pointe d’électricité tout au long de la journée et au cours de l’année influe sur le développement des réseaux électriques. Les services publics et les exploitants de réseaux doivent constamment répondre aux besoins d’électricité des utilisateurs, mais ils doivent aussi disposer d’une capacité suffisante pour répondre à la demande annuelle de pointe, qui peut ne durer que quelques heures par année.

Les services publics et les exploitants de réseaux doivent constamment répondre aux besoins d’électricité des utilisateurs, mais ils doivent aussi disposer d’une capacité suffisante pour répondre à la demande annuelle de pointe, qui peut ne durer que quelques heures par année. Les modèles de charges peuvent être influencés par des mécanismes du marché, comme offrir aux consommateurs des prix plus bas pendant certaines heures de la journée lorsque la demande est plus faible. La plupart des bornes de recharge à domicile peuvent être commandées par les consommateurs ou les exploitants de réseau afin de retarder la recharge jusqu’à des heures où la demande est plus faible.

Que se passera-t-il si la recharge des véhicules électriques pendant les heures de pointe n’est pas gérée?

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous supposons qu’une combinaison de signaux de prix, de technologies et de changements de comportement fait en sorte que les frais sont répartis plus également entre les heures de la journée. Dans la présente analyse de la simulation, nous examinons comment le fait de ne pas coordonner la recharge des véhicules électriques pourrait avoir une incidence sur le réseau électrique et, en fin de compte, sur la capacité totale de production d’électricité requise. Cette analyse, la simulation de charge non coordonnée, permet de modéliser un résultat où un plus grand nombre de conducteurs rechargent leur véhicule électrique pendant les heures de pointe.

La demande de pointe d’électricité dans chaque province et territoire augmente tout au long de la période de projection dans le scénario de carboneutralité à mesure que la demande totale d’électricité augmente et que les habitudes de consommation d’électricité changent. Par exemple, la demande de pointe d’électricité en Ontario a atteint 22,2 gigawatts (« GW ») en 2021. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la demande de pointe est supérieure de 177 % d’ici 2050 pour atteindre 61 GW. Cette augmentation de la demande de pointe est de même ampleur dans beaucoup d’autres provinces et territoires.

Cependant, bien que la consommation totale d’électricité soit identique dans les deux scénarios, la demande de pointe en 2050 dans la plupart des provinces et territoires de la simulation de charge non coordonnée est de 1 % à 5 % plus élevée que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Malgré ce sommet de la demande, l’incidence globale sur les besoins en nouvelle capacité à l’échelle du réseau est relativement faible, car nous prévoyons des changements dans la composition de la production par rapport au scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, ainsi que dans les activités du réseau électrique.

Accroissement de la flexibilité des filières énergétiques, potentiellement pour tenir compte du manque de coordination des charges

La figure R.15 donne un exemple de journée d’hiver en 2050, montrant la demande horaire d’électricité en Colombie-Britannique avec recharge coordonnée et non coordonnée des véhicules électriques. L’émergence de l’hydrogène comme nouvelle source de demande d’électricité exige une plus grande capacité de production d’électricité. Toutefois, la production d’hydrogène est une source flexible de demande d’électricité. En période de forte demande, la production d’hydrogène à partir de l’électricité peut être réduite pour répondre aux besoins du réseau électrique. Cette flexibilité permet aux réseaux électriques de plusieurs régions de répondre à la demande de pointe plus élevée de la simulation de charge non coordonnée sans investissement supplémentaire important dans la capacité de production.

Nous prévoyons que de nombreuses provinces se prévalent de cette flexibilité dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et la simulation de charge non coordonnée pour compenser les périodes de pointe de la demande. Sans cette flexibilité de la demande, l’écart entre la demande de pointe du scénario et de la simulation aurait été plus élevé, ce qui aurait nécessité davantage d’investissements dans la nouvelle production pour la simulation de charge non coordonnée.

Figure R.15 : Exemple de demande horaire quotidienne d’électricité en Colombie-Britannique selon la consommation, hiver 2050, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et simulation de charge non coordonnée

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Description

Description : Ces graphiques à aires empilées illustrent de façon hypothétique à quoi pourrait ressembler la demande horaire d’électricité en Colombie-Britannique à l’hiver 2050. Les graphiques sont ventilés selon la demande d’hydrogène, de transport et d’autres secteurs. Le premier graphique est tiré du scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Le deuxième graphique montre la demande avec recharge non coordonnée.

La demande du secteur des transports atteint un sommet important à partir de 16 h dans le graphique sur les charges non coordonnées et demeure plus stable pendant la journée dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Dans les deux scénarios, la demande d’hydrogène chute à zéro pendant les périodes de pointe de 16 h à 20 h.

Augmentation de la production éolienne et diminution de la production solaire dans la simulation de charge non coordonnée

Comme le montre la figure R.16, comparativement au scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous projetons une plus grande production éolienne et une moins grande production solaire dans le scénario de charge non coordonnée. Dans ce cas, la consommation d’électricité est plus élevée en début de soirée et plus faible le jour. Parce que le solaire produit davantage d’énergie le jour que le soir, elle a moins de valeur dans la simulation de charge non coordonnée que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Ainsi, la simulation prévoit la construction de moins d’installations de production solaire. À l’inverse, le vent a tendance à souffler davantage le soir, ce qui fait qu’il devient un atout plus précieux pour le réseau électrique dans la simulation de charge non coordonnée. En 2050, la production éolienne est supérieure de 4 % dans la simulation de charge non coordonnée comparativement au scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, tandis que la production solaire est inférieure de 32 %.

Utilisation plus fréquente du gaz naturel sans CUSC dans la simulation de charge non coordonnée

Enfin, dans certaines provinces, nous projetons une production plus élevée à partir de gaz naturel avec et sans CUSC. Pour tenir compte des pointes de production les plus élevées tout au long de l’année, certaines provinces ont des centrales alimentées au gaz naturel sans CUSC qui sont très rarement utilisées dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Dans la simulation de charge non coordonnée, ces actifs sont utilisés plus souvent afin de répondre à des pointes plus élevées et plus fréquentes de la demande d’électricité. En raison de la consommation plus fréquente de gaz naturel, les émissions de GES du secteur de l’électricité sont légèrement plus élevées dans la simulation de charge non coordonnée.

Figure R.16 : Écart de production entre le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et la simulation de charge non coordonnée en 2050, selon certains combustibles

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Description

Description : Ce graphique à colonnes illustre la différence de production d’électricité entre le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et la simulation de charge non coordonnée en 2050.

Dans le second scénario, la production d’énergie solaire diminue d’environ 20 TWh et est compensée par une production accrue provenant de l’éolien, du gaz naturel avec CUSC et du gaz naturel inaltéré.

Une plus grande utilisation des véhicules électriques et une plus grande consommation d’électricité dans l’ensemble de la filière énergétique nécessiteraient probablement des investissements dans l’infrastructure du réseau de distribution local pour assurer une capacité suffisante pour livrer de l’électricité pendant les périodes de forte demande. Ce besoin d’infrastructure supplémentaire pourrait être accru par le manque de coordination de la recharge des véhicules électriques, mais cela dépasse la portée de la présente analyse. L’analyse d’Avenir énergétique 2023 et de la présente simulation se concentre sur le réseau de production-transport d’électricité et ne modélise pas les réseaux de distribution d’électricité locaux.

Production d’électricité

Pour répondre à la croissance rapide de la demande d’électricité tout en décarbonant sa production, nous projetons des changements importants au réseau électrique du Canada dans les deux scénarios de carboneutralité. Nos hypothèses concernant les politiques comme la tarification du Règlement sur l’électricité propre carbone et le projet de règlement sur l’électricité propre signifient que presque toutes les installations de production d’électricité construites au cours de la période de projection sont à émissions faibles ou nulles, ou même négatives en termes d’émissions de GES. Compte tenu de la diversité du réseau électrique du Canada aujourd’hui, il y a une grande variété dans la façon dont chaque région évolue dans nos scénarios de carboneutralité. Les technologies déployées comprennent l’éolien, l’énergie solaire, l’hydroélectricité, le nucléaire, les combustibles fossiles avec CUSC et BECCS. Pendant ce temps, la production d’électricité à partir de charbon et de gaz naturel qui ne sont pas équipés du CUSC diminue rapidement au cours de la première décennie de la période de projection et est presque nulle après 2035. La figure R.17 illustre la différence de capacité, selon le combustible, de 2021 à 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.17 : Variation de la capacité de production d’électricité entre 2021 et 2050, par combustible, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Nous prévoyons que la production d’électricité croîtra plus lentement dans le scénario des mesures actuelles comparativement aux scénarios de carboneutralité. Il y a aussi moins de politiques visant à réduire les émissions de GES du secteur. Néanmoins, même si elles ne sont pas aussi spectaculaires que dans les scénarios de carboneutralité, les politiques en place et nos hypothèses d’améliorations modestes des coûts technologiques se traduisent par une forte croissance des sources de production à faibles émissions. La figure R.18 illustre la production d’électricité selon le combustible dans chaque scénario.

Figure R.18 : Production d’électricité selon le combustible, tous les scénarios

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Éolien et solaire

Dans les trois scénarios d’Avenir énergétique 2023, nous prévoyons une croissance substantielle de la production éolienne et une croissance constante de l’énergie solaire. Notre modélisation donne à penser que les faibles coûts d’immobilisations et d’exploitation des deux ressources font d’elles les options les plus attrayantes pour les services publics et les producteurs d’électricité afin d’accroître la production d’électricité pour répondre à la demande croissante tout en réduisant les émissions de GES.

Augmentation considérable de la production éolienne sur terre dans tous les scénarios

La production d’électricité à partir de l’éolien sur terre connaît la plus forte augmentation de toutes les technologies de production prises en compte dans notre analyse. Nous prévoyons que la production éolienne augmentera de neuf fois dans les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale, représentant plus du quart de toute l’électricité produite au Canada d’ici 2050. Dans le scénario des mesures actuelles, la production éolienne ne croît pas aussi rapidement que dans les scénarios de carboneutralité, mais elle augmente quand même considérablement par rapport aux niveaux actuels et sept fois plus d’ici 2050.

C’est en Alberta, en Saskatchewan et en Ontario que la production d’énergie éolienne sur terre est la plus forte. Cela est en partie attribuable aux fortes ressources éoliennes dans ces provinces. De plus, la production éolienne correspond souvent à des périodes de forte demande d’électricité dans ces régions, ce qui rend l’énergie produite particulièrement précieuse. Par exemple, en Alberta, il est souvent plus venteux en hiver, ce qui coïncide avec des périodes où la demande des thermopompes électriques est aussi élevée.

Croissance de l’éolien extracôtier dans les deux scénarios de carboneutralité

Cette technologie n’est actuellement pas déployée au Canada, mais elle est de plus en plus utilisée en Europe et en Asie. La production extracôtière raccordée au réseau atteint 23 TWh en 2050. Toute cette production provient d’installations éoliennes extracôtières^{Note de bas de page 15} de la Nouvelle-Écosse. Comme nous l’expliquons dans la section sur l’hydrogène, une capacité éolienne extracôtière supplémentaire est construite au large de la côte de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve-et-Labrador et est directement reliée aux installations de production d’hydrogène par électrolyse visant à exporter de l’hydrogène vers les marchés internationaux.

Croissance constante de la production d’énergie solaire dans les trois scénarios

Tout comme l’éolien, l’énergie solaire devient l’un des choix les plus économiques pour les services publics et les producteurs d’électricité dans la plupart des régions. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production solaire à l’échelle des services publics^Définition* devient un aspect important du réseau électrique de nombreuses provinces, la production canadienne totale passant de 2,5 TWh en 2021 à 50 TWh en 2050. D’ici 2050, l’énergie solaire représentera environ 5 % de la production totale d’électricité selon les scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale. Dans le scénario des mesures actuelles, la production d’énergie solaire croît à un rythme semblable à celui des scénarios de carboneutralité.

Nous prévoyons également une croissance constante de la production solaire décentralisée^Définition* installée principalement sur les toits de bâtiments résidentiels et commerciaux. Cette croissance est attribuable à la baisse des coûts et aux politiques à l’appui, comme les politiques de bâtiments carboneutres et les mesures volontaires prises par les sociétés pour réduire leur empreinte environnementale. La capacité installée totale sur le toit atteint 8,2 GW en 2050, répondant à 2,5 % de la demande d’électricité des secteurs résidentiel et commercial dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. La figure R.19 illustre la production éolienne et solaire dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.19 : Production d’énergie éolienne sur terre et extracôtière et d’énergie solaire, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Appariement de l’offre et de la demande d’électricité

Comparativement à la plupart des technologies de production d’électricité, l’éolien et le solaire sont uniques en ce sens que leur production est liée aux conditions météorologiques, plus particulièrement à la vitesse du vent et à la lumière du soleil. D’autres technologies de production, comme l’hydroélectricité ou les centrales alimentées aux combustibles fossiles, peuvent habituellement ajuster leur production, même si différentes ressources peuvent s’adapter plus rapidement et plus efficacement que d’autres. Cet ajustement est important, car les réseaux électriques doivent constamment équilibrer la production et la consommation d’électricité en temps réel.

La consommation d’électricité peut varier considérablement d’une journée et d’une saison à l’autre en fonction de facteurs comme les habitudes de vie quotidienne et les conditions météorologiques. L’éolien et le solaire deviennent d’importantes sources d’énergie en vrac dans tous nos scénarios, mais des sources d’énergie ajustables demeurent essentielles pour équilibrer les réseaux électriques. Notre modélisation tient compte de cette nécessité, en veillant à ce que les besoins en électricité des utilisateurs soient satisfaits et à ce que l’offre et la demande d’électricité à l’échelle régionale soient équilibrées sur une base horaire. La figure R.20 illustre nos projections de la demande et de la production d’électricité sur deux jours types en Alberta, soit l’été et l’hiver 2050.

Figure R.20 : Exemple d’offre et de demande horaires d’électricité en Alberta pendant une journée en été et en hiver, 2050, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Hydroélectricité

À l’heure actuelle, l’hydroélectricité est au cœur de nombreux réseaux électriques provinciaux et représente 90 % ou plus de la production à Terre-Neuve-et-Labrador, au Manitoba, au Québec et en Colombie-Britannique. La production hydroélectrique est sans émissions, et la plupart des installations peuvent varier la production d’électricité pour aider les réseaux à équilibrer l’offre et la demande d’électricité.

Augmentation de la production hydroélectrique de façon constante et à un rythme semblable dans les trois scénarios

Dans chaque scénario, la production hydroélectrique augmente d’environ 26 % de 2021 à 2050. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la part de la production hydroélectrique totale par rapport à la production canadienne totale diminue, passant de 61 % en 2021 à 38 % en 2050, alors que d’autres sources de production augmentent plus rapidement. Nos projections en matière d’hydroélectricité comprennent le projet du site C en Colombie-Britannique, qui est actuellement en construction. Nos hypothèses relatives aux coûts technologiques indiquent que la construction d’une nouvelle centrale hydroélectrique coûte relativement cher comparativement à de nombreuses autres options.

Majeure partie de la croissance de l’hydroélectricité attribuable aux provinces déjà dotées d’installations hydroélectriques

La géographie de ces régions offre davantage de possibilités de projets hydroélectriques ou d’agrandissements. Dans les deux scénarios de carboneutralité, c’est au Québec (+11 % de 2021 à 2050) et au Manitoba (+40 %) que la capacité de production hydroélectrique augmente le plus. La plus grande partie de la croissance hydroélectrique provient de projets en construction et de nouveaux aménagements projetés. Le reste provient de la modernisation de centrales hydroélectriques existantes.

Nucléaire

L’énergie nucléaire est un élément clé des réseaux électriques de l’Ontario et du Nouveau-Brunswick. À l’échelle nationale, la production d’énergie nucléaire représentait 14 % de la production totale d’électricité en 2021.

Dans les trois scénarios, nous prévoyons que la production nucléaire variera au fil du temps, car certaines des grandes installations nucléaires seront remises à neuf, ce qui signifie que les réacteurs seront modernisés pour prolonger leur durée de vie utile. Nous supposons que le parc nucléaire de l’Ontario est remis à neuf conformément au calendrier établi par la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité dans ses perspectives de planification annuelle 2022.

Augmentation importante des petits réacteurs modulaires (« PRM ») dans les deux scénarios de carboneutralité

Dans les trois scénarios prévisionnels, nous ne prévoyons pas la construction de nouvelles installations nucléaires de grande envergure pendant la période de projection, car d’autres technologies de production plus rentables répondent à la demande croissante d’électricité compte tenu de nos hypothèses. Cependant, dans les deux scénarios de carboneutralité, nous projetons une croissance considérable pour les PRM, en particulier pour la période de 2035 à 2050. En plus des technologies renouvelables, ces réacteurs jouent un rôle central dans le réseau électrique du Canada dans les scénarios de carboneutralité. D’ici 2050, la production d’électricité à partir des PRM représentera 12 % de la production totale d’électricité dans les deux scénarios de carboneutralité, avec d’importants ajouts en Ontario, en Alberta et en Colombie-Britannique. Dans le scénario des mesures actuelles, la production nucléaire demeure près des niveaux actuels pendant la majeure partie de la période de projection, et la croissance des PRM est très limitée. La figure R.21 illustre la production nucléaire pendant la période de projection dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.21 : Production nucléaire selon la technologie, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Que se passera-t-il si la technologie des PRM évolue plus rapidement et coûte plus cher?

Le Canada a une longue histoire avec l’énergie nucléaire, avec trois grandes centrales en exploitation en Ontario et une au Nouveau-Brunswick. Environ 14 %, ou 82 TWh, de l’électricité au Canada provenait du nucléaire en 2021. Récemment, certains gouvernements, services publics et producteurs d’électricité se sont concentrés sur les PRM comme moyen possible de répondre à la croissance future de la demande d’électricité grâce à une option de production sans carbone. En 2020, le gouvernement du Canada a publié son plan d’action des PRM et en 2022, les gouvernements de l’Ontario, de la Saskatchewan, du Nouveau-Brunswick et de l’Alberta ont publié un plan stratégique pour le déploiement des PRM (en anglais). À l’automne 2022, Ontario Power Generation a entrepris les activités de préparation de l’emplacement et a présenté une demande à la Commission canadienne de sûreté nucléaire en vue d’obtenir un permis pour construire un PRM sur le site nucléaire existant de Darlington (en anglais).

Les PRM constituent une catégorie émergente de réacteurs nucléaires qui sont plus petits que les centrales nucléaires classiques en termes de taille et de puissance produite. L’aspect modulaire de ces réacteurs signifie que de nombreuses composantes d’une installation sont construites en usine, ce qui raccourcit le temps de construction. Les PRM peuvent servir à produire de l’électricité et de la vapeur pour certaines applications industrielles, comme l’exploitation in situ des sables bitumineux.

Baisse des coûts de construction des PRM et augmentation de la production dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

Dans Avenir énergétique 2023, notre analyse du secteur de l’électricité repose sur des hypothèses concernant les coûts de diverses technologies. Le modèle de production d’électricité projette ensuite le bouquet énergétique futur en fonction de la demande d’électricité et des coûts et caractéristiques d’un large éventail d’options pour produire de l’électricité. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous posons comme hypothèse que le coût en capital de la construction et du raccordement d’un nouveau PRM au réseau sera de 9 180 $ de 2022 par kilowatt (« kW ») de capacité installée en 2030, puis de 7 080 $ de 2022/kW en 2050.

Compte tenu de ces hypothèses, ainsi que des coûts et des caractéristiques d’autres installations de production, nous projetons que la production d’énergie nucléaire aura plus que doublé par rapport aux niveaux actuels d’ici 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Toute cette croissance est attribuable aux PRM, qui sont presque tous construits après 2035. Environ 52 % de cette croissance est attribuable à l’Ontario, où l’industrie nucléaire est déjà bien établie, ainsi qu’à l’ajout notable de PRM au Québec, en Colombie-Britannique et en Alberta.

Simulation de faible adoption des PRM : Que se passera-t-il si les coûts de construction des PRM demeurent élevés?

Comme les PRM sont une technologie émergente, il y a beaucoup d’incertitude quant à leur coût, surtout dans 25 ans ou plus. Pour explorer cette incertitude, nous avons modélisé la simulation de faible adoption des PRM, où nous supposons des coûts en capital plus élevés pour ces réacteurs que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Dans la simulation de faible adoption des PRM, nous supposons que le coût en capital de la construction d’un nouveau PRM est de 10 170 $/kW en 2030, puis de 9 173 $/kW en 2050.

Les résultats de la présente analyse donnent à penser que des coûts plus élevés pour les PRM se traduisent par une réduction des investissements dans ce type de réacteurs et un plus grand déploiement de diverses autres technologies de production. La production à partir des PRM est de 34 % inférieure dans la simulation de faible adoption des PRM que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. La part de la production des PRM d’ici 2050 dans la simulation de faible adoption des PRM représente 9 % de la production totale au Canada, comparativement à 12 % dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Autres types d’augmentation de la production d’électricité dans la simulation de faible adoption des PRM

Une utilisation moindre des PRM pour répondre à la demande d’électricité influe sur le bouquet électrique dans son ensemble. Comparativement au scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la capacité installée et la production de presque toutes les autres formes de production augmentent dans la simulation de faible adoption des PRM, les augmentations les plus marquées étant enregistrées pour l’éolien et le gaz naturel avec le CUSC, comme le montre la figure R.22. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, les PRM ont joué un rôle dans le soutien du réseau électrique en tant que source souple de production d’électricité. Dans la simulation de faible adoption des PRM, une plus grande partie de cette production flexible provient du gaz naturel avec CUSC.

Figure R.22 : Écart de production entre le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et la simulation de faible utilisation des PRM en 2050, selon certains combustibles

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Description

Description : Ce graphique à colonnes illustre la différence de production entre le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et la simulation de faible adoption des PRM. Les sources de production sont les PRM nucléaires, le gaz naturel (inaltéré), le gaz naturel avec CUSC, le solaire et l’éolien.

La simulation de faible adoption des PRM prévoit un recul important de cette technologie par rapport au scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Ce recul est compensé par une production éolienne plus élevée et au gaz naturel (CUSC, énergie solaire et gaz naturel inaltéré).

Compte tenu de la nature émergente des PRM, le rôle qu’ils joueront dans l’atteinte de la carboneutralité d’ici 2050 est incertain. L’analyse de la simulation montre qu’une utilisation moindre des PRM se traduit par une capacité et une production accrues provenant d’un éventail diversifié de technologies. Toutefois, dans l’ensemble, les émissions de GES du secteur de l’électricité au Canada, selon la simulation de faible adoption des PRM, demeurent proches du scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Combustibles fossiles

Toutes les provinces et tous les territoires ont dans leur bouquet électrique une composante ou une autre de combustibles fossiles. En 2021, 18 % de toute l’électricité produite au Canada provenait de centrales alimentées par des combustibles fossiles : charbon, gaz naturel ou produits pétroliers raffinés. En Nouvelle-Écosse, en Alberta, en Saskatchewan, au Nunavut et aux Territoires du Nord-Ouest, les combustibles fossiles produisent la plus grande partie de l’électricité.

Utilisation des combustibles fossiles sans dispositif d’atténuation réservée aux situations d’urgence dans les scénarios de carboneutralité

Dans les deux scénarios de carboneutralité, nous projetons que le recours au charbon pour produire de l’électricité diminue progressivement pour cesser complètement d’ici 2030. Ce retrait progressif, jumelé à une hausse croissante de la consommation d’électricité, fait en sorte que la production d’électricité au moyen du gaz naturel augmente durant les premières années de nos projections. Par ailleurs, nous projetons que la production d’électricité à partir de combustibles fossiles sans dispositif d’atténuation, c’est-à-dire sans CUSC, sera presque nulle au-delà de 2030. Nos hypothèses concernant les politiques énergétiques et les coûts d’autres technologies postulent que les sources d’énergie à faibles émissions et à émissions nulles deviennent les options les plus rentables pour produire de l’électricité. Certaines centrales utilisant des combustibles fossiles sans dispositif d’atténuation demeurent en service pendant toute la période de projection et agissent comme filet de sécurité en cas de besoin. La part de la production d’électricité à partir de ces combustibles recule, passant de 18 % en 2021 à 2 % en 2035, puis à moins de 1 % en 2050. Les Territoires du Nord-Ouest et d’autres régions éloignées et du Nord font exception, du fait que de nombreuses collectivités dépendent entièrement du diesel pour produire de l’électricité.

Le gaz naturel avec CUSC : une source d’énergie polyvalente dans les scénarios de carboneutralité

Si, d’une part, les combustibles fossiles sans dispositif d’atténuation sont presque totalement éliminés de la production d’électricité, celle à partir du gaz naturel jumelé au CUSC, d’autre part, occupe une part grandissante dans le bouquet énergétique de certaines régions. Le recours au gaz naturel avec CUSC s’amorce en 2030 et s’accroît de façon constante pendant toute la période de projection pour atteindre 69 TWh à l’horizon 2050. Bien que plus coûteux que l’éolien et le solaire par unité d’électricité produite, le gaz naturel avec CUSC est une source d’énergie polyvalente, d’où le rôle important qu’il joue dans le maintien de l’équilibre des réseaux électriques, en particulier dans les endroits où les autres options se font rares. Ce mode de production est surtout préconisé en Alberta, en Saskatchewan et en Ontario. La figure R.23 illustre la production d’électricité à partir de combustibles fossiles, selon le combustible, dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.23 : Production d’électricité selon le combustible, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Dans le scénario des mesures actuelles, la production d’électricité dans des centrales alimentées au gaz naturel augmente de façon constante – de 38 % de 2021 à 2050 – et représente 11 % de la production totale d’électricité au terme de la période de projection. Ce scénario n’envisage aucune centrale au gaz naturel dotée de CUSC.

Biomasse

En 2021, à peine plus de 2 % de l’électricité produite au Canada provient de la biomasse, et c’est surtout en Colombie-Britannique qu’on la trouve. La combustion de la biomasse et de biocarburants rejette du CO₂ qui a été capté à la source et stocké dans la matière végétale. Ce CO₂ est libéré quand les plantes meurent de façon naturelle. Pour ce motif et sous réserve d’une bonne gestion, nous considérons la biomasse et la bioénergie comme des sources d’énergie à faibles émissions de carbone. Dans les deux scénarios de carboneutralité, la bioénergie avec captage et stockage de carbone (« BECSC ») s’impose comme une technologie clé pour décarboner le secteur de la production d’électricité et le pays tout entier. La production d’électricité au moyen de BECSC peut amener des émissions de GES négatives, en stockant de façon permanente du carbone qui aurait été, en d’autres circonstances, stocké provisoirement dans les plantes. Ainsi, la production d’électricité grâce à cette technique permet de faire d’une pierre deux coups : alimenter le réseau en électricité et procurer une source d’émissions négatives. Nous supposons que ces émissions négatives peuvent ensuite être vendues à d’autres producteurs d’électricité ou à des industries d’un autre secteur que celui de l’énergie pour compenser leurs émissions de GES.

Rôle accru des émissions négatives provenant de la BECSC dans les deux scénarios de carboneutralité

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production grâce à la BECSC commence en 2035 et atteint 51 TWh en 2050, soit 4 % de la production totale. Les émissions négatives qui découlent de cette technique s’élèvent à 9 Mt en 2035 et à 41 Mt en 2050 dans les deux scénarios de carboneutralité. Nous traiterons plus loin dans la présente section des émissions totales de GES du secteur de production d’électricité.

Dans les deux scénarios de carboneutralité, la bioénergie joue un rôle de plus en plus grand, tant pour la production d’électricité que pour l’ensemble de la filière énergétique. Cependant, la disponibilité de charges d’alimentation durables provenant de la biomasse est limitée chaque année par des contraintes d’ordre biologique et la concurrence qu’exercent d’autres secteurs économiques comme la foresterie et l’agriculture. Une analyse des ressources en biomasse disponibles et nos projections sur leur utilisation dans la filière énergétique canadienne révèlent que la bioénergie servant à la production d’électricité correspond bien à l’offre totale de la ressource.

Hydrogène

L’hydrogène peut servir à produire de l’électricité sans émissions. La combustion d’hydrogène permet de faire tourner une turbine, comme c’est le cas dans une centrale alimentée au gaz naturel. À l’heure actuelle, on ne produit pas d’électricité au moyen d’hydrogène au Canada.

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous ne projetons pas l’utilisation d’hydrogène dans le secteur de l’énergie, d’autres technologies répondant aux besoins du réseau électrique à un coût moindre. Par contre, dans le scénario de carboneutralité du Canada, nous projetons une petite production d’électricité à partir d’hydrogène en Alberta vers la fin de la période de projection. Le coût plus élevé de la tarification de la pollution par le carbone dans ce scénario fait de l’hydrogène une option de production d’électricité attrayante dans cette province durant les périodes de forte demande d’électricité. Par ailleurs, cette dernière est plus élevée en Alberta dans le scénario de carboneutralité du Canada par rapport à celui de carboneutralité à l’échelle mondiale, du fait de la production de pétrole et de gaz naturel accrue qui exerce une pression à la hausse sur la demande. La production d’électricité au moyen d’hydrogène en Alberta s’élève à 1,4 TWh, soit un peu moins de 1 % de la production totale de la province en 2050.

Stockage

Le stockage d’énergie, directement dans des batteries ou par d’autres techniques comme l’air comprimé ou l’accumulation de l’énergie par pompage, peut aider à équilibrer l’offre et la demande d’électricité. Il permet d’accumuler l’électricité durant les périodes de forte production ou de faible consommation pour s’en servir ensuite pendant les périodes de faible production ou de forte consommation. Le stockage d’énergie procure une source d’électricité complémentaire aux énergies renouvelables comme l’éolien et le solaire. À l’heure actuelle, plusieurs provinces sont dotées de systèmes de stockage dans des batteries raccordées au réseau. C’est notamment le cas de l’Alberta (environ 90 MW) et de l’Ontario (50 MW).

Dans les deux scénarios de carboneutralité, nous projetons une croissance du stockage d’énergie dans des batteries, mais ne misons pas sur la construction d’autres méthodes de stockage. D’ici 2030, nous projetons que la capacité de stockage s’élèvera à 1,5 GW dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale pour atteindre 9 GW à l’horizon 2050. Le scénario des mesures actuelles n’envisage pas l’ajout de capacité de stockage dans des batteries.

Notre modélisation de l’électricité dans Avenir énergétique 2023 s’intéresse surtout à l’offre et à la demande d’électricité. Par conséquent, la motivation à construire des installations de stockage dans des batteries tient uniquement à la possibilité de stocker de l’énergie peu coûteuse et de s’en servir par la suite quand le prix est plus élevé. Les batteries peuvent aussi jouer un autre rôle dans le réseau électrique, soit d’assurer sa fiabilité pendant de courtes périodes. Les possibilités de revenus supplémentaires découlant de tels services pourraient créer un intérêt accru pour le stockage dans des batteries au-delà de la période de modélisation d’Avenir énergétique 2023. La production d’hydrogène à partir d’électricité offre une source appréciable de polyvalence dans nos scénarios de carboneutralité, qui s’ajoute aux méthodes d’équilibrage du réseau provenant d’autres options de stockage. Une plus faible production d’hydrogène au moyen d’électricité aurait comme conséquence d’accroître le besoin d’équilibrage du réseau par d’autres moyens et, partant, un recours accru à des batteries et d’autres options de stockage.

Commerce et transport

Le Canada est un exportateur net d’électricité vers les États-Unis. Il y a aussi un commerce entre les provinces, particulièrement dans l’Est. En 2021, le Canada a exporté 60 TWh d’électricité et en a importé 13 TWh. La même année, les échanges d’électricité entre les provinces ont totalisé 47 TWh.

Baisse modeste des exportations nettes d’électricité vers les États-Unis par rapport aux niveaux actuels dans les deux scénarios de carboneutralité

Ce recul s’explique par une croissance de la demande d’électricité au Canada. Parallèlement, nous projetons une hausse du commerce interprovincial d’environ 16 % en 2050 par rapport à 2021, du fait d’un certain accroissement de la capacité de transport entre les provinces. 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. En l’absence d’une capacité de transport additionnelle, certaines provinces pourraient se voir forcer d’augmenter leur capacité de production ou de stockage par rapport à nos projections dans les deux scénarios de carboneutralité. Dans le scénario des mesures actuelles, la hausse du commerce interprovincial de l’électricité est plus lente. La figure R.24 illustre nos projections des exportations nettes du Canada à l’étranger et des volumes globaux du commerce interprovincial dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Le commerce international et interprovincial demeure relativement faible quand on le compare à la production totale.

Des percées sur les marchés de l’électricité aux États-Unis pourraient amener des résultats différents de ceux envisagés dans nos projections. Une augmentation ou une diminution des exportations pourraient accroître ou réduire l’incitation à hausser la capacité de production au Canada par l’aménagement de nouvelles centrales. De même, l’importance de l’ajout de capacité de transport interprovincial servira de mesure aux avantages que pourraient retirer les provinces du commerce avec leurs voisines et, en corollaire, de la quantité de production additionnelle nécessaire pour répondre à la demande croissante d’électricité.

Figure R.24 : Exportations nettes d’électricité et commerce interprovincial, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Production d’électricité dans les territoires et les autres régions éloignées et du Nord

Les réseaux électriques des territoires et des régions éloignées et septentrionales de certaines provinces sont uniques. Ces régions ne sont pas raccordées au réseau électrique nord-américain et de nombreuses collectivités doivent compter sur de petites centrales au diesel pour s’alimenter en électricité.

Le diesel, toujours la source principale de combustible des territoires dans les deux scénarios de carboneutralité

La production d’électricité au Yukon et aux Territoires du Nord-Ouest provient d’un mélange d’hydroélectricité, de gaz naturel et de diesel. Au Nunavut, le diesel est sa seule source de production d’électricité. L’électricité produite dans l’ensemble des territoires représente moins de 1 % de la production totale au Canada. Dans les deux scénarios de carboneutralité, nous projetons que les méthodes actuelles de production d’électricité dans tous les territoires demeureront inchangées pendant la période étudiée. À l’heure actuelle, les collectivités éloignées ont recours au diesel parce qu’il est transportable, qu’il a une forte densité énergétique et qu’il est facilement accessible. Or, l’éloignement de certaines collectivités peut créer des problèmes sur le plan de l’approvisionnement, auxquels se superposent des coûts de transport élevés. Dans beaucoup de ces régions, en plus de servir à la production d’électricité, le diesel permet aussi de chauffer les bâtiments.

Une partie de la consommation de diesel est compensée par une production d’énergie éolienne et d’énergie solaire au cours de la période de projection. Pendant cette même période, les territoires ajoutent 86 MW de capacité éolienne et 118 MW de capacité solaire^{Note de bas de page 16}. Ensemble, ces ajouts représentent 18 % de la production des territoires d’ici 2050.

Consommation d’énergie pour la production d’électricité

L’énergie utilisée pour produire de l’électricité représentait le quart de la consommation totale d’énergie primaire au Canada en 2021. Nous projetons que la consommation d’énergie du secteur de la production d’électricité augmentera de près de 90 % d’ici 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, de 100 % dans celui de carboneutralité du Canada et de 30 % dans celui des mesures actuelles. La figure R.25 présente notre projection de la consommation d’énergie pour la production d’électricité dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.25 : Consommation d’énergie pour la production d’électricité selon le combustible, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Émissions de GES résultant de la production d’électricité

Nous projetons que les émissions de GES du secteur de la production d’électricité, qui comptaient pour 8 % des émissions du Canada en 2021, seront nulles vers 2035 dans les deux scénarios de carboneutralité. Par la suite, ce secteur devient carbonégatif, produisant des émissions nettes négatives de 36 Mt vers 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et de 35 Mt dans celui de carboneutralité du Canada. Certaines méthodes de production continuent d’être des émettrices positives d’émissions pendant toute la période de projection. C’est le cas de la tranche des émissions que le CUSC ne capte pas, de la production au diesel dans les collectivités éloignées et du Nord et des quantités limitées de production des centrales au gaz naturel sans dispositif d’atténuation. La figure R.26 illustre les émissions de GES du secteur de la production de l’électricité, selon le combustible, dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.26 : Émissions de GES du secteur de la production de l’électricité, selon le combustible, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Principales incertitudes : électricité

Marché d'exportation – Des percées sur les marchés de l’électricité aux États-Unis se répercuteront sur l’expansion du réseau électrique du Canada. Une intégration plus ou moins grande avec le réseau électrique américain par rapport à nos projections pourrait jouer un rôle dans les décisions sur la capacité et les techniques de production d’électricité qui seront ajoutées au Canada.

Transport d’électricité – Bien que nos projections laissent entendre que l’aménagement d’une capacité de transport d’électricité entre les provinces réduira les coûts totaux dans les deux scénarios de carboneutralité, de nombreux facteurs agiront sur la construction d’une telle capacité à grande échelle. Une capacité de transport moindre modifierait les résultats de nos scénarios sur le plan des investissements dans l’électricité.

Préférences sociétales – La production d’électricité peut tout aussi bien être porteuse d’effets positifs que négatifs pour les collectivités établies à proximité des installations, qu’il s’agisse d’émissions de particules, de préoccupations en matière de sécurité, d’effets visuels ou de concurrence pour l’affectation des sols. Ces facteurs influeront sur les résultats futurs pour l’électricité, mais cet aspect dépasse la portée d’Avenir énergétique 2023.

Production de pétrole et de gaz naturel

La production de pétrole brut, de gaz naturel et de liquides de gaz naturel (« LGN ») au Canada sert à des fins intérieures et d’exportation. La plus grande partie de la production de pétrole brut se fait en Alberta, mais des volumes appréciables sont aussi produits en Saskatchewan et au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador. Quant au gaz naturel, la presque totalité de la production canadienne provient de l’Alberta et de la Colombie Britannique.

Dans la présente analyse, nous réalisons une projection de la production de pétrole brut, de gaz naturel et de LGN en simulant des décisions d’investissement et d’exploitation de producteurs à partir de nos propres hypothèses sur les cours internationaux et intérieurs du pétrole brut et du gaz naturel, les politiques pertinentes, les caractéristiques des ressources et les coûts de production, dont les coûts de diverses technologies visant à réduire les émissions. Les prix du pétrole brut et du gaz naturel que nous envisageons prennent en compte l’équilibre entre l’offre et la demande à l’échelle mondiale dans chaque scénario. Nous posons comme hypothèse que si les producteurs canadiens peuvent réaliser des bénéfices, ils choisiront de produire du pétrole et du gaz.

Pétrole brut

La production canadienne de pétrole brut est en hausse constante depuis de nombreuses années, ayant augmenté de 87 % de 2005 à 2019. Elle enregistré un repli de 5 % en 2020, en grande partie en raison de la pandémie de COVID-19. Elle est repartie à la hausse en 2021, s’établissant en moyenne à 4,9 millions de barils par jour (« Mb/j ») (781 milliers de mètres cubes par jour (« 10³m³/j »)) cette année-là. Sa progression s’est poursuivie en 2022, alors qu’elle a atteint un niveau record de 5,0 Mb/j (800 10³m³/j).

Recul de la production de pétrole brut à long terme dans les deux scénarios de carboneutralité

À court terme, en raison de prix relativement élevés, la production totale de pétrole brut continue d’augmenter après 2022 dans les trois scénarios. Cependant, elle emprunte des voies bien différentes à moyen et à long terme selon le scénario. La figure R.27 présente la production totale de pétrole brut dans les trois scénarios.

Figure R.27 : Production de pétrole brut (condensats et pentanes plus compris), tous les scénarios

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Selon le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production de pétrole brut culminera en 2026, puis diminuera graduellement pour se situer à 1,22 Mb/j (194 10³m³/j) en 2050, un recul de 76 % par rapport à 2022. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la production continue d’augmenter jusque vers la fin de la présente décennie, après quoi, elle commence à fléchir pour s’établir à 3,92 Mb/j (623 10³m³/j) vers 2050. Quant au scénario des mesures actuelles, nous projetons que la production culminera à 6,20 Mb/j (986 10³m³/j) en 2035 et demeurera juste en deçà de ce seuil jusqu’au terme de la période de projection.

L’évolution différente des trois scénarios tient surtout aux hypothèses différentes que nous posons au sujet du prix du pétrole brut. Ces hypothèses sont expliquées de façon détaillée dans le précédent chapitre, Scénarios et hypothèses. Les hypothèses retenues pour les scénarios de carboneutralité du Canada et de carboneutralité à l’échelle mondiale concordent avec celles sur les prix du pétrole brut des scénarios des perspectives énergétiques mondiales 2022 de l’AIE. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous empruntons le prix mondial du pétrole brut du scénario de carboneutralité d’ici 2050 de l’AIE, tandis que dans celui de carboneutralité du Canada, nous avons recours aux prix du scénario des engagements annoncés de celle-ci. Nos hypothèses de prix dans le scénario des mesures actuelles reposent sur une analyse des projections émanant de diverses autres sources. Le tableau R.2 présente nos hypothèses de prix du pétrole brut.

Tableau R.2 : Hypothèses de prix du pétrole brut, tous les scénarios

Nos hypothèses concernant les politiques climatiques influent aussi sur nos projections de la production de pétrole brut. Tous les scénarios tiennent compte des politiques actuelles. Cependant, dans les scénarios de carboneutralité, nous ajoutons autant que faire se peut les politiques déjà annoncées, mais dont la mise en œuvre reste à faire. Au nombre de celles-ci figurent la réglementation fédérale sur le méthane, qui vise à réduire les émissions de méthane de 75 % d’ici 2030, et le plafonnement des émissions du secteur pétrolier et gazier. Dans les deux cas, la version finale de la politique n’était pas disponible au moment de compléter la modélisation. Par conséquent, nous avons formulé des hypothèses simplificatrices pour tenir compte de ces politiques dans notre analyse. Le lecteur trouvera plus de renseignements sur ces hypothèses à l’annexe I : Hypothèses relatives aux politiques climatiques du Canada.

Grandes tendances : production de pétrole brut

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production de pétrole chute de 76 % de 2022 à 2050 pour s’établir à 1,22 Mb/j (194 10³m³/j), par suite d’une forte baisse de la demande mondiale qui atteint de très bas niveaux, entraînant les prix vers le bas à des seuils qui rendent incertaine la viabilité économique de nombreux producteurs canadiens.

Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la production recule de 22 % de 2022 à 2050 et s’établit alors à 3,92 Mb/j (623 10³m³/j). À ce seuil, les prix du pétrole sont assez élevés pour soutenir une production accrue.

La capacité de CUSC dans l’exploitation des sables bitumineux atteint un sommet de 27 Mt en 2033 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et de 49 Mt en 2035 dans le scénario de carboneutralité du Canada.

Les émissions provenant de l’exploitation des sables bitumineux chutent de 94 % vers 2050, par rapport aux niveaux de 2005, dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et de 76 %, toujours par rapport à 2005, dans celui de carboneutralité du Canada.

En quoi la production de pétrole brut change-t-elle pendant la période de projection?

Découvrez les données à l’aide de notre outil de visualisation interactif. Voir la production projetée de pétrole brut.

Explorer la production de pétrole

La production canadienne de pétrole brut comprend trois principaux types : sables bitumineux, pétrole classique et pétrole extracôtier.

Production des sables bitumineux

La production des sables bitumineux provient de gisements de bitume en Alberta, où on l’extrait dans des puits à ciel ouvert ou le produit en ayant recours à des puits et de la vapeur (technique appelée « production in situ »). Les sables bitumineux ont compté pour près des deux tiers de la production canadienne en 2022.

À court terme, hausse de la production des sables bitumineux comparable dans les trois scénarios

Selon le scénario examiné, la production augmente de 4 % à 7 % en 2030 par rapport à 2022. Cette hausse vient en grande partie d’un petit nombre de projets existants dont les installations ont fait l’objet d’agrandissements. Nous entrevoyons des variations considérables de la production des sables bitumineux après 2030, selon le scénario. Ces écarts tiennent principalement à nos hypothèses sur les prix mondiaux du pétrole brut, qui sont les plus bas dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, plus élevés dans celui de carboneutralité du Canada et les plus élevés dans celui des mesures actuelles. De plus, les politiques climatiques retenues dans chaque scénario influent sur les décisions d’investissement, notamment sur l’usage que font les producteurs de la technologie pour réduire leurs émissions. La figure R.28 illustre la production des sables bitumineux selon le type d’installations dans tous les scénarios.

Figure R.28 : Production des sables bitumineux selon le type, tous les scénarios

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Chute de la production des sables bitumineux après 2030 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

Selon le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production provenant des sables bitumineux diminue de façon constante à partir de 2030, conséquence, en grande partie, de la chute des prix du pétrole, qui s’établit à 35 $ US de 2022 le baril en 2030, et qui continue de fléchir par la suite. Ce recul des prix du pétrole s’explique par une demande mondiale beaucoup plus faible sous l’effet de la mise en place à l’échelle mondiale de politiques climatiques plus rigoureuses, ce qu’illustre le scénario de carboneutralité en 2050 des perspectives énergétiques mondiales 2022 de l’AIE. En d’autres termes, les producteurs de pétrole de partout dans le monde font face à une contraction rapide des marchés. La chute des prix est certes un facteur de première importance. Néanmoins, nos projections tiennent aussi compte de politiques climatiques de plus en plus contraignantes au Canada, dont le double effet est de réduire les émissions et d’accroître les coûts de production.

Seuls les projets les plus efficients demeurent en production en 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

Tout au long de la période de projection, la chute des prix rend de plus en plus difficile pour les producteurs de sables bitumineux de recouvrer leurs coûts d’exploitation et de poursuivre leurs projets. Au nombre de ces coûts figurent le combustible, l’entretien, les redevances versées aux gouvernements provinciaux, les coûts de la pollution par le carbone (qui comprennent toute forme de pollution par le carbone restante après la mise en place du CUSC, puisque nous supposons que celui-ci capte 90 % des émissions provenant de sources ponctuelles importantes) et, le cas échéant, le coût du diluant pour liquéfier le bitume et en permettre le transport par pipeline. Dans notre analyse, peu après le moment où les coûts d’exploitation totaux d’une installation surpassent les revenus qu’on en tire, celle-ci est mise hors service pour le reste de la période de projection. Les installations de sables bitumineux, dont les coûts d’exploitation sont les plus élevés, empruntent cette voie dès le début des années 2030. À mesure que se poursuit la baisse des prix du pétrole, un nombre grandissant d’installations cessent d’être exploitées et seuls les projets qui ont les coûts les plus bas demeurent en production en 2050. Ainsi, la production des sables bitumineux chute pour s’établir à 1,59 Mb/j (252 10³m³/j) en 2040 et à 0,58 Mb/j (91 10³m³/j) en 2050, un recul de 83 % par rapport à 2022. La chute de la production in situ est encore plus rapide, ces projets produisant davantage d’émissions et, par conséquent, étant davantage touchés par la tarification du carbone plus élevée que pour les sites d’exploitation de sables bitumineux à ciel ouvert.

Diminution moindre et plus lente de la production dans le scénario de carboneutralité du Canada

La production des sables bitumineux diminue aussi après 2030 dans le scénario de carboneutralité du Canada, mais moins rapidement que dans celui de carboneutralité à l’échelle mondiale. Même si la demande mondiale de pétrole fléchit dans le scénario des engagements annoncés des perspectives énergétiques mondiales 2022 de l’AIE, elle demeure néanmoins beaucoup plus forte que dans son scénario de carboneutralité en 2050, d’où les prix du pétrole beaucoup plus élevés. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la baisse de la production des sables bitumineux suit le déclin naturel et graduel des projets d’exploitation qui plafonnent durant la période de projection. Ainsi, la production dans ce scénario, qui culmine à 3,64 Mb/j (579 10³m³/j) en 2030, recule pour s’établir à 2,30 Mb/j (366 10³m³/j) en 2050, un repli de 30 % par rapport à 2022. Comme c’est le cas dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production in situ baisse plus rapidement que celle à ciel ouvert.

Hausse constante de la production des sables bitumineux dans le scénario des mesures actuelles

Dans nos projections du scénario des mesures actuelles, nous tablons sur des prix mondiaux du pétrole plus élevés et des politiques climatiques moins contraignantes, ce qui se traduit par une croissance continue de la production des sables bitumineux pendant la période de projection. L’agrandissement de projets déjà en exploitation explique en grande partie cette hausse, à laquelle s’ajoute la mise en service de quelques nouveaux projets. Dans ce scénario, la production des sables bitumineux passe de 3,29 Mb/j (523 10³m³/j) en 2022 à 3,73 Mb/j (593 10³m³/j) en 2030, seuil auquel elle se maintient de façon générale, pour enfin s’établir à 3,59 Mb/j (571 10³m³/j) vers 2050.

Très forte réduction des émissions provenant de l’exploitation des sables bitumineux dans les deux scénarios de carboneutralité

Cette situation tient à des politiques climatiques de plus en plus strictes, qui incitent les producteurs des sables bitumineux à déployer des technologies de réduction des émissions. Les émissions de GES issues de l’exploitation des sables bitumineux proviennent surtout de la combustion de gaz naturel servant à faire bouillir de l’eau et à produire de la vapeur que l’on injecte ensuite dans le gisement (production in situ), et de la production d’hydrogène pour valoriser le bitume et en faire du pétrole brut synthétique.

Selon notre modélisation, le CUSC constitue l’option la plus rentable pour de nombreux producteurs de sables bitumineux dans leurs efforts pour réduire leurs émissions. Nous supposons que ces producteurs moderniseront leurs projets actuels pour les doter de CUSC tôt dans la période de projection dans les deux scénarios de carboneutralité et qu’ils en équiperont leurs nouveaux projets. Dans le scénario des mesures actuelles, le CUSC ne s’impose guère. D’autres technologies de décarbonation offrent un certain potentiel : l’utilisation de solvants pour faciliter la récupération du bitume et le recours à des PRM, plutôt qu’à du gaz naturel, pour produire de la chaleur. À la lumière des hypothèses que nous posons relativement aux coûts et aux caractéristiques des diverses technologies, le CUSC s’avère le choix de prédilection des producteurs de sables bitumineux dans les deux scénarios de carboneutralité. Cependant, nos projections pourraient exposer des parcours de décarbonation différents, si ces technologies s’avéraient moins coûteuses ou plus efficaces que ce que nous envisageons.

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous prévoyons le captage annuel de 12,5 Mt de CO₂ vers 2030, volume qui culmine à 22,5 Mt vers 2036, ce qu’illustre la figure R.29. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, les producteurs adoptent encore plus le CUSC, motivés par la production des sables bitumineux qui reste plus élevée. Cela se traduit par le captage de 15,0 Mt d’émissions en 2030 et de 45,0 Mt en 2037.

Figure R.29 : GES captés de la production des sables bitumineux et stockés en permanence grâce au CUSC, scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale

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Globalement, le captage d’émissions de GES provenant des sables bitumineux culmine à 87 Mt par année en 2023 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, avant de reculer à 61 Mt par année en 2030 et à 4 Mt par année en 2050. Cela représente une diminution de 94 % par rapport 2005. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, les émissions de GES atteignent un sommet de 88 Mt par année en 2023, puis chute à 55 Mt par année en 2030 et à 8 Mt par année en 2050. Face à des cours du pétrole trop bas pour recouvrer leurs investissements, certains producteurs choisissent de ne pas ajouter de capacité de CUSC dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et optent plutôt pour produire tout le bitume qu’ils peuvent avant de cesser leurs activités plus tard dans la période de projection.

Que se passera-t-il si la technologie du CUSC s’avère plus coûteuse?

Le CUSC consiste en un amalgame de technologies qui permettent de capter le CO₂, le plus souvent directement des gaz qui s’échappent d’installations industrielles ou de production d’électricité. Une fois capté, le CO₂ peut être stocké en permanence dans des formations géologiques profondes, ou minéralisé, aussi en permanence, dans du ciment. Enfin, à défaut de le stocker, le CO₂ peut être utilisé pour produire, entre autres, des combustibles synthétiques. Dans la présente analyse de la simulation, nous examinons l’utilisation du CUSC dans les sables bitumineux.

Il est ressorti de nombreux exercices de modélisation que le CUSC représente une technologie importante pour réduire les émissions des secteurs où cela s’avère difficile ou coûteux par d’autres moyens, par exemple l’électrification ou le recours à des combustibles de remplacement. Dans son scénario de carboneutralité d’ici 2050, l’AIE projette que, grâce au CUSC, il sera possible de capter 6,2 gigatonnes de CO₂ d’ici 2050, soit près de 17 % des émissions mondiales de ce gaz en 2021. Toujours dans ce scénario, on a surtout recours au CUSC dans des secteurs industriels ainsi que dans la production d’électricité et d’hydrogène.

Présence accrue du CUSC dans des projets au Canada

Au Canada, l’injection de CO₂ par des producteurs de pétrole brut dans des puits pour en améliorer les taux de récupération remonte au début des années 1980. À la centrale électrique Boundary Dam (en anglais) alimentée au charbon, en Saskatchewan, on a capté plus de 5 Mt d’émissions de GES depuis l’ajout du CUSC à l’une des unités en 2014. En Alberta, deux projets de captage du carbone, Quest et l’Alberta Carbon Trunk Line (en anglais), ont été mis en service respectivement en 2015 et 2020, ce qui a porté la capacité de stockage du carbone de la province à 3 Mt à la fin de 2022. De nombreux nouveaux projets envisagés en Alberta sont décrits en détail dans l’aperçu du marché de la Régie intitulé Projets en Alberta en vue d’accroître grandement la capacité de stockage de carbone d’ici 2030. Dans le but d’encourager l’adoption du CUSC, le gouvernement fédéral a annoncé la création de crédits d’impôt à l’investissement pour les projets de CUSC visant à stocker en permanence le CO₂ capté. Notre analyse tient compte de ces crédits d’impôt.

Les coûts du CUSC : pierre angulaire de son adoption

Dans l’analyse des sables bitumineux d’Avenir énergétique 2023, nous posons des hypothèses sur les coûts de diverses technologies, dont le CUSC. Le modèle simule ensuite des décisions touchant l’exploitation et les investissements des producteurs de ce secteur à partir ces mêmes hypothèses et d’autres facteurs. Or, le déploiement effectif du CUSC sera fortement dicté par les coûts éventuels de cette technologie. Il est donc possible que nos hypothèses en la matière soient optimistes. Dans notre analyse de la simulation, nous examinons à quoi pourraient ressembler l’exploitation des sables bitumineux et l’adoption du CUSC dans ce secteur, si les coûts sont plus élevés et le déploiement moins rapide. Le tableau R.3 présente nos hypothèses de coûts d’un projet pendant tout son cycle de vie, avec l’aménagement et l’utilisation d’installations de CUSC, incluant les coûts de transport de CO₂ par pipeline, dans les deux scénarios de carboneutralité et pour cette simulation.

Tableau R.3 : Coût, pendant le cycle de vie de la construction et de l’exploitation d’installations de CUSC dans les sables bitumineux, incluant le transport, scénarios de carboneutralité et faible adoption du CUSC

Coût, pendant le cycle de vie de la construction et de l’exploitation d’installations de CUSC dans les sables bitumineux, incluant le transport, scénarios de carboneutralité et faible adoption du CUSC

	2030		2050
	$ de 2022 la tonne	$ de 2022 la tonne	$ de 2022 la tonne	$ de 2022 la tonne
	In situ	Valorisation	In situ	Valorisation
Scénarios de carboneutralité à l’échelle mondiale et du Canada	117	93	95	76
Scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et du Canada, faible adoption du CUSC	233	186	191	152

Dans cette analyse de la simulation, le seul paramètre que nous changeons est le coût du CUSC, afin de connaître le degré de sensibilité de l’exploitation des sables bitumineux et des émissions aux variations de coûts du CUSC. Nos hypothèses concernant les politiques et les prix du pétrole brut des principaux scénarios de carboneutralité demeurent inchangées.

Adoption du CUSC fortement affectée par des coûts élevés dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

Comme l’indique la figure R.30, les producteurs sont moins enclins à se doter d’installations de CUSC dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale pour une faible adoption de cette technologie que dans le scénario d’origine. La figure R.31 révèle toutefois que la production des sables bitumineux est sensiblement la même en 2030. Par contre, de 2030 à 2050, elle diminue plus rapidement que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale d’origine. Un plus grand nombre de producteurs optent pour ne pas se munir d’installations de CUSC et doivent alors faire face à des coûts d’exploitation plus élevés causés par la hausse du prix de la pollution par le carbone. Dès lors que ces coûts d’exploitation excèdent les revenus, on cesse les activités des projets, et la production recule de 0,47 Mb/j (74 10³m³/j) en 2050, dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale pour une faible adoption du CUSC. En 2030, les émissions sont 27 % plus élevées que dans le scénario d’origine, ce qui s’explique par l’adoption plus faible du CUSC à ce moment-là; elles sont néanmoins 7 % plus basses en 2050, la production ayant alors diminué.

Figure R.30 : Émissions de GES provenant des sables bitumineux captées grâce au CUSC, scénarios de carboneutralité à l’échelle mondiale et du Canada et faible adoption du CUSC

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Description

Description : Ce graphique linéaire illustre les émissions tirées des sables bitumineux dans la simulation portant sur la question, pour les deux scénarios de carboneutralité.

Dans les deux simulations, les émissions captées sont beaucoup plus faibles que dans les scénarios principaux.

Aménagement différé d’installations de CUSC par les producteurs canadiens dans le scénario de carboneutralité du Canada pour une faible adoption du CUSC

Dans le scénario de carboneutralité du Canada pour une faible adoption du CUSC, les producteurs reportent l’ajout de capacité de CUSC en raison de ses coûts plus élevés, mais y consacrent néanmoins les mêmes sommes vers 2050 que dans le scénario d’origine, à mesure que les coûts de cette technologie diminuent au fil des ans. L’exploitation des sables bitumineux ralentit légèrement dans le scénario d’origine, entraînée par des prix du pétrole assez fermes pour que se poursuive l’exploitation des projets déjà en marche. On constate toutefois une réduction assez marquée des investissements visant à accroître la production. Les émissions sont 33 % plus élevées en 2030 que dans le scénario d’origine, et sont sensiblement les mêmes en 2050.

Figure R.31 : Production des sables bitumineux selon le type, scénarios de carboneutralité à l’échelle mondiale et du Canada, et production totale des sables bitumineux, faible adoption du CUSC

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Description

Description : Ce graphique linéaire illustre la production tirée des sables bitumineux dans les simulations portant sur la question, pour les scénarios de carboneutralité du Canada et de carboneutralité à l’échelle mondiale.

La production atteint un sommet à la fin des années 2020 dans les scénarios de carboneutralité et les simulations. Il diminue ensuite pour le reste de la période de projection, lentement dans le scénario de carboneutralité du Canada et considérablement dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Dans les simulations portant sur les sables bitumineux, la production suit des tendances semblables, mais elle est légèrement inférieure.

Production terrestre de pétrole classique

L’Alberta et la Saskatchewan sont les deux provinces qui produisent la plus grande partie du pétrole brut classique sur terre au Canada, mais on en produit aussi, à des volumes moindres, au Manitoba, en Colombie-Britannique, dans les Territoires du Nord-Ouest et en Ontario. La production de pétrole classique s’est élevée à 1,01 Mb/j (160 10³m³/j) en 2022. Selon la densité du pétrole brut classique, on le classe comme pétrole léger ou pétrole lourd. La production de pétrole brut classique dans l’Ouest canadien se répartit de façon sensiblement égale entre ces deux catégories. La figure R.32 présente la production de pétrole brut classique selon les trois scénarios, ainsi qu’en fonction du type de pétrole, dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.32 : Production de pétrole classique sur terre selon la province et le type, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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La figure ci-dessus révèle que la production de pétrole brut classique augmente jusqu’en 2025 dans les trois scénarios, motivée par des prix relativement élevés qui rendent viables les activités de forage et de production. La plus grande partie de cette croissance provient du pétrole de réservoirs étanches en Alberta et en Saskatchewan et de la production de pétrole lourd en Saskatchewan, en particulier des projets de récupération thermique.

Baisse de la production de pétrole classique après 2026 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

Selon nos projections, la production culminera assez tôt dans la période de projection dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, s’établissant à 1,18 Mb/j (188 10³m³/j) en 2026. Par la suite, elle diminue de façon constante jusqu’à la fin de la période à l’étude. La baisse constante des prix du pétrole brut prive les producteurs de pétrole de revenus et se traduit par un moins grand nombre de forages visant une nouvelle production durant les années qui suivent. La conséquence de cette situation est que la nouvelle production ne suffit pas à remplacer la baisse de production des puits déjà en exploitation. À l’horizon 2050, la production de pétrole brut classique s’élève à 0,47 Mb/j (74 10³m³/j), un recul de 54 % par rapport à 2022. L’essentiel de la production restante en 2050 est constitué de pétrole brut léger, à cause surtout de la diminution de la production de pétrole lourd.

Production stable dans le scénario de carboneutralité du Canada et augmentation dans le scénario des mesures actuelles

La production de pétrole classique continue d’augmenter à moyen terme dans le scénario de carboneutralité du Canada, en grande partie en raison des prix plus élevés du pétrole brut. Elle augmente graduellement et s’établit à 1,22 Mb/j (195 10³m³/j) en 2030, volume qui demeure pratiquement inchangé jusqu’en 2050. Le scénario des mesures actuelles est celui dans lequel la production de pétrole brut classique augmente le plus, alors qu’elle atteint 1,60 Mb/j (255 10³m³/j) au terme de la période de projection.

Plus grande résilience du pétrole classique que des sables bitumineux dans le scénario de carboneutralité du Canada

Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la production de pétrole classique demeure somme toute assez résiliente en comparaison de celle des sables bitumineux, qui elle diminue. Cela s’explique en grande partie par le fait que les deux secteurs ont des structures de coûts très différentes et que la production se fait par des procédés aussi très différents. Les projets d’exploitation des sables bitumineux se caractérisent par des coûts très élevés au départ et le fait que leur réalisation prend des années. Par ailleurs, la baisse des taux de production de ces projets est lente, leur cycle de vie s’étalant sur des décennies. Cette baisse de production peut cependant être freinée par un influx de nouveaux capitaux. Il s’ensuit que les projets d’exploitation des sables bitumineux visent un recouvrement des investissements initiaux sur une longue période, ce qui force leurs promoteurs à tenir compte de l’incertitude à long terme de la demande mondiale de pétrole et des prix du pétrole brut dans leurs décisions d’investissement. Quant aux producteurs de pétrole classique, leur horizon temporel est plus court, facteur qu’ils doivent prendre en considération dans leurs décisions d’investissement. L’explication est simple : les puits de pétrole de réservoirs étanches, qui représentent la plupart des puits de pétrole classique forés aujourd’hui et pendant la période de projection, livrent la plus grande partie de leur pétrole dans les années qui suivent immédiatement le forage. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, les producteurs de pétrole classique réagissent aux prix relativement élevés du pétrole en forant suffisamment de nouveaux puits pour maintenir la production passablement stable pendant la majeure partie de la période de projection.

Dans les deux scénarios de carboneutralité, les producteurs de pétrole classique réduisent leurs émissions en réaction aux politiques climatiques que nous supposons, comme la réglementation visant à réduire les émissions de méthane et le plafonnement des émissions du secteur pétrolier et gazier.

En comparaison de la production des sables bitumineux, celle du pétrole classique requiert assez peu de combustible; en contrepartie, elle produit plus d’émissions de méthane. Les projets de pétrole lourd à récupération thermique de la Saskatchewan font exception, car on y utilise du gaz naturel, un peu comme pour les projets de sables bitumineux in situ en Alberta. Dans les deux scénarios de carboneutralité, les producteurs apportent des changements technologiques et modifient leurs procédés, par exemple en limitant les volumes évacués par des appareils comme les compresseurs et en instaurant des programmes de détection et de réparation des fuites. Nous projetons aussi que, tant que faire se peut, ce secteur a davantage recours à l’électricité pour produire et traiter le pétrole.

Disponibilité de capacité pipelinière et ferroviaire pour l’exportation de pétrole brut

La disponibilité d’oléoducs et de capacité de transport ferroviaire pour l’exportation de pétrole brut constitue un obstacle majeur pour la filière énergétique canadienne depuis plus d’une décennie. Quand la capacité totale d’exportation est à son maximum, les écarts de prix entre les marchés canadiens du pétrole et nos marchés d’exportation se creusent, particulièrement lors d’interruptions imprévues, ce qui prive les producteurs de pétrole de l’Ouest canadien de revenus qu’ils toucheraient en d’autres circonstances. La figure R.33 compare de façon simplifiée, à titre d’illustration, notre projection de la disponibilité de pétrole brut de l’Ouest canadien pour exportation et la capacité totale d’exportation par pipelines, agrandissements prévus compris, et par le réseau ferroviaire structurel^{Note de bas de page 17}. La capacité disponible des réseaux pipeliniers existants pourrait être supérieure ou inférieure à ce qu’indique la figure R.33, la situation étant en constante évolution. Il est aussi possible que la capacité ferroviaire structurelle pour transporter du brut soit plus élevée ou moins élevée que ce que montre cette figure.

La comparaison des volumes de pétrole disponibles pour l’exportation et de la capacité d’exportation nous aide à voir si des contraintes pipelinières pourraient se répercuter sur la production de pétrole brut. Il convient de noter que nous ne rajustons pas la production projetée de pétrole brut ni notre projection de prix du pétrole de l’Ouest canadien pour tenir compte de telles contraintes éventuelles. Cela dit, nos projections à court terme pour les sables bitumineux reposent en grande partie sur des projets d’investissement des producteurs qui sont accessibles au public et qui pourraient renfermer des attentes sur le plan de la capacité future d’exportation.

Quantité de pétrole brut disponible pour l’exportation inférieure à la capacité d’exportation dans les deux scénarios de carboneutralité

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la disponibilité de pétrole brut de l’Ouest canadien pour l’exportation augmente à court terme avant de reculer après 2030 et de demeurer inférieure à la capacité d’exportation totale pendant toute la période de projection.

Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la disponibilité de pétrole brut de l’Ouest canadien pour l’exportation augmente davantage à court terme et reste plus élevée que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale après 2030, tout en demeurant inférieure à la capacité d’exportation. La baisse de la demande de produits pétroliers raffinés dans l’Ouest canadien réduit la demande de pétrole des raffineries au pays, laissant du coup un plus grand volume de pétrole disponible pour l’exportation. Dans le scénario des mesures actuelles, l’offre de pétrole se rapproche de la capacité d’exportation – sans toutefois la dépasser – pendant la majeure partie de la période de projection et culmine en 2035, avant de reculer graduellement par la suite.

Interactions complexes entre les pipelines et l’offre et la demande d’énergie exclues d’Avenir énergétique 2023

À titre d’exemple, une certaine capacité pipelinière excédentaire peut être avantageuse pour les producteurs de pétrole brut, en leur donnant une plus grande latitude pour modifier plus facilement la destination de leur pétrole et, par conséquent, leur permettre d’obtenir de meilleurs prix. Elle peut aussi les aider à expédier du pétrole qui s’accumulerait en d’autres circonstances dans l’Ouest canadien pendant l’entretien des pipelines ou les interruptions imprévues. En contrepartie, 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 2023. Nous tenons à mettre en garde les lecteurs qui seraient tentés de tirer des conclusions définitives de la comparaison hypothétique présentée à la figure R.33.

Il est également important de noter que les estimations de la capacité pipelinière totale disponible et de la capacité ferroviaire structurelle sont incertaines, parce qu’elles reposent sur de nombreuses grandes hypothèses. Le tableau R.4 décrit les hypothèses relatives à l’infrastructure à la base de la figure R.33.

Figure R.33 : Comparaison de la capacité d’exportation par pipelines et de la capacité ferroviaire structurelle et de la capacité des oléoducs par rapport à l’approvisionnement total disponible à l’exportation, tous les scénarios

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Tableau R.4 : Hypothèses de capacité pipelinière pour la figure R. 33

Production de pétrole au large des côtes

La production pétrolière en haute mer provient de puits forés dans des zones situées au large des côtes canadiennes. À l’heure actuelle, seule Terre-Neuve-et-Labrador produit du pétrole en haute mer. En 2022, cette production s’élevait à 0,23 Mb/j (37 10³m³/j). Bien que projet Hibernia (en anglais) et d’autres champs avoisinants fournissent un certain apport, l’essentiel du pétrole au large des côtes vient désormais du champ Hebron (en anglais) entré en service à la fin de 2017.

Dans les trois scénarios, le projet extracôtier Bay du Nord (en anglais) entre en production à la fin des années 2020 et augmente ainsi la production de pétrole de Terre-Neuve-et-Labrador. Comme l’illustre la figure R.34, la production projetée de ce projet varie d’un scénario à l’autre, celui du plus faible volume étant le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et celui de la plus forte production, le scénario des mesures actuelles. Cela tient au fait que les prix du pétrole à partir de 2030 sont les plus bas dans le premier scénario et les plus élevés dans le second.

Figure R.34 : Production de pétrole en haute mer, tous les scénarios

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Les émissions de GES découlant de la production de pétrole au large des côtes culminent autour de 2030 dans les trois scénarios, puis diminuent à mesure qu’approche 2050. Élément particulier, les émissions de GES diminuent plus rapidement que la production dans ces trois mêmes scénarios. Cette baisse tient au fait que les projets plus anciens dans la zone extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador ont généralement une intensité d’émissions plus élevée et que leurs activités cessent avant les projets plus récents ayant une intensité moindre. Il s’ensuit que l’intensité moyenne des émissions d’un baril de pétrole produit en haute mer diminue avec le temps, ce qui accélère par le fait même la baisse des émissions totales. À l’horizon 2025, celles-ci représentent moins de 5 % de celles de 2019 dans les deux scénarios de carboneutralité.

Principales incertitudes : pétrole brut

Rythme de la lutte mondiale contre les changements climatiques – Comme le Canada exporte la plus grande partie du pétrole qu’il produit, ses producteurs dépendent des marchés étrangers pour la plus grande partie de notre approvisionnement en pétrole. La demande de pétrole canadien est donc fortement tributaire des efforts mondiaux de réduction des émissions.

Technologies utilisées pour décarboner les sables bitumineux – Dans Avenir énergétique 2023, nous tablons principalement sur le CUSC pour décarboner la production de pétrole provenant des sables bitumineux. Or, si les coûts de cette technologie de réduction des émissions et d’autres encore, comme les solvants et les PRM, ne baissent pas de façon notable, ou si ces technologies ne donnent pas les résultats espérés, la décarbonation de la production des sables bitumineux pourrait s’avérer encore plus difficile. Le mouvement effréné pour décarboner ce secteur pourrait freiner la baisse des coûts dans la mesure que nous supposons pour des raisons de pénurie de main-d’œuvre et d’approvisionnement.

Capacité d’exportation depuis l’Ouest canadien – La capacité d’exportation depuis l’Ouest canadien englobe plusieurs pipelines, de même qu’une capacité par trains et par navires. Les interruptions de service ou les réductions de la capacité pipelinière, provisoires ou permanentes, peuvent se répercuter sur les prix et la production du pétrole dans l’Ouest canadien.

Comment les prix du pétrole brut changent-ils au cours de la période de projection?

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Gaz naturel

L’Alberta et la Colombie-Britannique sont deux principales provinces productrices de gaz naturel au Canada, bien qu’on en produise aussi, à des volumes moindres, en Saskatchewan, en Ontario, aux Territoires du Nord-Ouest et au Nouveau‑Brunswick. La production de gaz naturel est passée de 13,9 Gpi³/j (394 millions de mètres cubes par jour) (« Mm³/j ») en 2012 à 16,1 Gpi³/j (456³Mm³/j) en 2021, puis à 17,3 Gpi³/j (490³Mm³/j) en 2022, grâce à une hausse marquée des prix des LGN après l’invasion de l’Ukraine par la Russie.

La plus grande partie du gaz naturel au Canada se trouve dans des réservoirs étanches, c’est-à-dire des gisements qu’il faut fracturer hydrauliquement^Définition* pour obtenir des débits qui sont viables sur le plan économique. L’essentiel du gaz de réservoir étanche au pays se trouve dans la formation de Montney, qui chevauche la Colombie-Britannique et l’Alberta. En 2022, la production dans cette formation a totalisé 8,1 Gpi³/j (228 10Mm³/j), soit un peu moins de la moitié de la production gazière du Canada. En comparaison, elle s’élevait à 0,8 Gpi³/j (23 Mm³/j) en 2010.

Grandes tendances : production de gaz naturel

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production de gaz chute de plus des deux tiers de 2022 à 2050, en raison principalement des prix qui s’effondrent encore davantage.

Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la production recule de 24 % de 2022 à 2050, soit moins que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Cela s’explique par des hypothèses de prix quelque peu plus élevés et des exportations plus fortes de GNL.

À partir de 2025, plus de la moitié de la production totale de gaz naturel du Canada vient de la formation de Montney dans les trois scénarios, pourcentage qui passe à plus de 60 % en 2050.

En quoi la production de gaz change-t-elle tout au long de la période de projection?

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Projections de production de gaz naturel étroitement liées aux prix

Des prix dépendent les revenus des producteurs et les capitaux éventuellement investis dans le forage de nouveaux puits d’une année à l’autre. À l’instar des prix du pétrole brut, nos hypothèses de prix du gaz naturel dans les deux scénarios de carboneutralité sont tirées des scénarios des perspectives énergétiques mondiales 2022 de l’AIE. Quant à nos hypothèses du scénario des mesures actuelles, elles sont fondées sur un examen des projections de prix de diverses autres sources. Le tableau R.5 présente nos hypothèses de prix pour le gaz naturel. L’un des facteurs qui influe sur nos projections est la différence, ou l’écart, entre le prix du gaz au carrefour Henry et ceux pratiqués dans l’Ouest canadien. Dans le passé, d’autres facteurs comme des goulots d’étranglement sur les réseaux pipeliniers au Canada se sont répercutés sur cet écart. Des écarts différents de ceux que nous avançons pourraient jouer dans la production et fournir des résultats s’éloignant de nos projections.

Tableau R.5 : Hypothèses de prix du gaz naturel au carrefour Henry, tous les scénarios

Nos projections concernant le gaz naturel reposent sur les hypothèses que nous posons relativement aux exportations de GNL. Ces hypothèses sont expliquées dans le chapitre intitulé Scénarios et hypothèses. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous projetons des exportations de GNL qui s’amorcent en 2025 et atteignent 2,0 Gpi³/j (57 Mm³/j) en 2029, avant de chuter à 0,3 Gpi³/j (8 Mm³/j) en 2046, par suite d’une baisse de la demande mondiale. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, ces exportations s’élèvent à 3,8 Gpi³/j (108 Mm³/j) en 2030, tandis que dans celui des mesures actuelles, dans lequel elles sont les plus fortes, elles culminent à 4,6 Gpi³/j (131 Mm³/j) vers 2034.

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production canadienne atteint un sommet de 17,4 Gpi³/j (492 Mm³/j) en 2023, entraînée par des prix relativement élevés du gaz dans les deux années précédentes. Après s’être maintenue près de ces seuils jusqu’en 2026, la production diminue graduellement pour s’établir à 5,5 Gpi³/j (156 Mm³/j) en 2050, conséquence d’une chute des investissements dans le forage de nouveaux puits. Pour leur part, les revenus des producteurs diminuent, par suite d’une baisse des prix du gaz naturel, mais aussi d’une hausse des coûts de production liée à la réduction des émissions et à l’adaptation à diverses politiques climatiques.

Baisse de la production de gaz naturel dans les scénarios de carboneutralité et hausse dans le scénario des mesures actuelles

Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la production augmente pour atteindre 17,7 Gpi³/j (500 Mm³/j) en 2030, résultat de prix du gaz naturel et d’exportations de GNL plus élevés que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Elle chute ensuite à 11,0 Gpi³/j (310 Mm³/j) en 2050, en raison surtout d’une forte baisse des prix du gaz qui sape les revenus des producteurs et, partant, les investissements dans le forage de nouveaux puits. Le scénario des mesures actuelles misant sur une augmentation des prix du gaz de 2023 à 2050, des exportations de GNL plus fortes que dans les deux autres scénarios et des politiques climatiques moins contraignantes que dans ces derniers, la production se chiffre à 21,5 Gpi³/j (607 Mm³/j) en 2050.

Hausse initiale de la production dans la formation de Montney, suivie d’une baisse à l’horizon 2050 dans les deux scénarios de carboneutralité

Dans tous les scénarios, on assiste à un déplacement de la production durant la période de projection. Ces dernières années, la part de la production canadienne totale de gaz naturel en Colombie-Britannique s’est accrue, tendance qui se poursuit tout au long de la période à l’étude. C’est ce que la figure R.35 illustre. L’augmentation de la production dans la formation de Montney, située dans le nord-est de la Colombie-Britannique et le nord-ouest de l’Alberta, contribue grandement à cet essor. À l’heure actuelle, la plus grande partie de la production dans cette formation se fait en Colombie-Britannique. Nous projetons que ce phénomène perdurera tout au long de la période de projection dans les trois scénarios. Comme l’indique la figure R.36, la production dans cette formation, qui s’élevait à 0,8 Gpi³/j (23 Mm³/j ou 6 % de la production canadienne) en 2010, totalisait 8,1 Gpi³/j (228 Mm³/j ou 47 % de la production canadienne) en 2022. Dans les trois scénarios, la part de la production dans la formation de Montney augmente de façon constante, de sorte qu’avec le temps, la production canadienne de gaz naturel est de plus en plus concentrée dans une seule région. La production dans la formation de Montney chute à 3,4 Gpi³/j (98 Mm³/j) en 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et à 6,8 Gpi³/j (194 Mm³/j) dans celui de carboneutralité du Canada, mais augmente pour atteindre 14,8 Gpi³/j (420 Mm³/j) dans le scénario des mesures actuelles.

Figure R.35 : Production de gaz naturel par province, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, et production totale, scénarios de carboneutralité du Canada et des mesures actuelles

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Figure R.36 : Production de gaz naturel selon le type, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, et production totale, scénarios de carboneutralité du Canada et de mesures actuelles

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Diminution constante des émissions provenant de la production de gaz naturel dans les scénarios de carboneutralité

Les émissions de GES découlant de la production et du traitement du gaz naturel ont atteint un sommet en 2007. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, ces émissions diminuent pour s’établir à 8 Mt en 2050, un recul de près de 90 % par rapport à 2021. Certes attribuable en partie à la baisse de production de gaz naturel, cette diminution s’explique aussi par les diverses politiques climatiques, dont la réglementation fédérale de réduction des émissions de méthane de 75 % d’ici 2030. L’électrification du secteur gazier, là où cela est réalisable, et le recours au CUSC dans les grandes usines de traitement du gaz naturel contribuent aussi à réduire les émissions. Le scénario de carboneutralité du Canada s’inscrit également dans cette mouvance, puisque les émissions chutent pour totaliser 9 Mt en 2050. Dans le scénario des mesures actuelles, on assiste à une diminution des émissions jusqu’en 2030 avant qu’elles repartent à la hausse pour s’établir à 42 Mt en 2050, par suite d’une hausse de la production et de politiques qui ne deviennent pas plus strictes après 2030.

Principales incertitudes : gaz naturel

Rythme de la lutte mondiale contre les changements climatiques – Comme le Canada exporte la plus grande partie du gaz naturel qu’il produit, notre approvisionnement en gaz vient des marchés étrangers. La demande de gaz canadien est donc fortement tributaire des efforts mondiaux de réduction des émissions.

Technologies utilisées pour décarboner les sables bitumineux – Nous postulons que le CUSC est essentiel à la décarbonation de la production des sables bitumineux, de sorte que le gaz naturel demeure le principal combustible pour la production in situ. Cependant, d’autres technologies qui ne consomment pas de gaz naturel peuvent contribuer à l’effort de décarbonation des sables bitumineux, entre autres les solvants et les PRM. Selon nos projections, ces technologies ne seront pas utilisées pour les sables bitumineux, mais si elles devenaient plus alléchantes, la demande de gaz naturel dans l’Ouest canadien pourrait chuter considérablement, ce qui aurait comme double conséquence de faire baisser et les prix et la production de gaz naturel. Par ailleurs, une demande accrue de solvants comme le propane et les butanes pourrait stimuler la demande de LGN et amener une augmentation des forages ciblant du gaz naturel.

Escompte sur le gaz naturel de l’Ouest canadien – De nombreux facteurs, dont des engorgements pipeliniers, pourraient influer sur les écarts de prix entre le gaz naturel dans l’Ouest canadien et ceux au carrefour Henry.

Exportations de GNL – De légers changements sur le plan économique peuvent jouer dans le choix des projets qui iront de l’avant et le moment, ainsi que dans le moment où on y mettra fin. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la baisse rapide des exportations de GNL que l’on projette de 2044 à 2046 pourrait survenir plus tôt si les coûts des exportations canadiennes devaient être plus élevés que les prix offerts sur la scène mondiale, ou les exportations pourraient se poursuivre au-delà de 2050 si elles étaient garanties par des contrats à long terme.

Comment les prix du gaz changent-ils au cours de la période de projection?

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Liquides de gaz naturel

Les LGN 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, le propane, les butanes, des pentanes et des condensats.

Grandes tendances : LGN

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production de LGN atteint 1,29 Mb/j (205 10³m³/j) en 2026, puis recule pour s’établir à 0,46 Mb/j (73 10³m³/j) en 2050, suivant les tendances de la production de gaz naturel.

La production de LGN dans le scénario de carboneutralité du Canada augmente et culmine à 1,45 Mb/j (230 10³m³/j) en 2030, avant de reculer et s’élever à 0,86 Mb/j (136 10³m³/j) en 2050.

Baisse de la production de LGN dans les scénarios de carboneutralité et hausse dans le scénario des mesures actuelles

La figure R.37 présente la production totale de LGN selon le type dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, ainsi que la production totale combinée de LGN dans les scénarios de carboneutralité du Canada et des mesures actuelles. Selon nos projections, la production augmente de quelque 4 % de 2022 à 2026 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, s’établissant alors à 1,29 Mb/j (205 10³m³/j). Une grande partie de cette augmentation est constituée de condensats et de pentanes plus. Des condensats et des butanes plus sont ajoutés au bitume pour le diluer et en permettre le transport par pipelines et par wagons-citernes. La demande stable de condensats motive la concentration des forages dans des zones de gaz naturel riche en LGN.

Figure R.37 : Production de LGN selon le type, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, et production totale de LGN, scénarios de carboneutralité du Canada et des mesures actuelles

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À mesure que fléchissent les prix du gaz, les activités de forage et la production diminuent. Il en est ainsi de la production totale de LGN après 2030 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Elle poursuit sa baisse pour se situer à 0,46 Mb/j (73 10³m³/j) à l’horizon 2050, une chute de 63 % par rapport à 2022.

Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la production de LGN augmente de 16 % de 2022 à 2030, puis régresse graduellement jusqu’à la fin de la période de projection. Comme c’est le cas dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la croissance de la production de LGN est concentrée dans les condensats, même si celle de propane et de butanes augmente aussi. Dans le scénario des politiques actuelles, la production totale de LGN augmente de 45 % de 2022 à 2050 pour atteindre 1,80 Mb/j (286 10³m³/j) à ce moment. Toujours dans ce scénario, l’essor de la production de LGN s’explique par une hausse de la production de gaz naturel.

Principales incertitudes : LGN

Production de gaz naturel et exportations de GNL – Les LGN sont un sous-produit du gaz naturel, ce qui fait que les incertitudes dont il est question dans la section sur ce dernier valent également pour les projections visant les LGN.

Production des sables bitumineux – Le rythme de croissance de l’exploitation des sables bitumineux et la quantité de diluant requise à cette fin influeront sur la demande de condensats. Ainsi, si les solvants sont largement adoptés dans l’exploitation des sables bitumineux pour réduire les émissions de GES, il s’ensuivra une augmentation de la demande de propane et de butanes.

Mise en valeur pétrochimique – La récupération d’éthane pourrait progresser davantage si la capacité d’extraction de celui-ci et la demande du secteur pétrochimique augmentent aussi. Cela pourrait être favorisé par des programmes gouvernementaux, comme des mesures incitatives au crédit de redevances pour les installations pétrochimiques dans le cadre du programme de diversification pétrochimique (en anglais) de l’Alberta.

Exportations mondiales – Plusieurs grandes installations ont été approuvées par les organismes de réglementation provinciaux et fédéraux en vue de l’exportation de LNG depuis les côtes de la Colombie-Britannique. La quantité et la composition du flux de LGN exporté à partir des installations terminales existantes et proposées pourraient influer sur les prix intérieurs des LGN et rendre plus attrayants les forages ciblant du gaz naturel riche en liquides.

Consommation d’énergie dans le secteur pétrolier et gazier

Le pétrole brut, le gaz naturel et les LGN au Canada fournissent de grandes quantités d’énergie aux marchés intérieurs et internationaux. Cependant, les procédés de production, de traitement, de transport et de raffinage de ces sources d’énergie exigent une grande quantité d’énergie. En 2021, le secteur pétrolier et gazier a utilisé quelque 3 000 pétajoules (« PJ ») d’énergie, soit 27 % de la consommation totale d’énergie pour utilisation finale^{Note de bas de page 18}. La plus grande tranche de cette énergie provenait du gaz naturel, utilisé pour l’exploitation des sables bitumineux, certes, mais aussi pour alimenter les puits de pétrole et de gaz, traiter le gaz naturel, raffiner le pétrole et faire fonctionner les gazoducs. On a souvent recours au propane ou à l’électricité pour l’alimentation des puits de pétrole et de gaz, et l’électricité sert habituellement à faire fonctionner les oléoducs.

Au cours de la période de projection, la quantité d’énergie consommée dans chaque scénario est déterminée par la production future, la rapidité avec laquelle on améliore l’efficacité énergétique et l’énergie additionnelle servant à alimenter le CUSC, le cas échéant. De plus, la consommation d’énergie pour le raffinage des produits pétroliers et le transport du gaz naturel jusqu’aux utilisateurs finaux dépend en grande partie de la demande intérieure pour ces produits.

Hausse de la consommation d’énergie à court terme dans le secteur pétrolier et gazier, dans les trois scénarios

La consommation d’énergie dans le secteur pétrolier et gazier plafonne en 2023 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, puis diminue de 75 % vers 2050, par rapport à 2021, ce qui concorde en grande partie avec la baisse de la production. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la demande recule de 47 % de 2021 à 2050 du fait que la production de pétrole brut plus élevée accroît la demande d’énergie de ce secteur, comparativement au scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Dans les deux scénarios de carboneutralité, la baisse de la demande canadienne de produits pétroliers raffinés et de gaz naturel entraîne une diminution de la consommation d’énergie pour le raffinage et le transport de l’énergie jusqu’aux utilisateurs finaux. L’adoption plus étendue de la technologie du CUSC influe sur la consommation d’énergie dans les deux scénarios de carboneutralité. Le captage, la compression et le transport de CO₂ depuis le flux d’échappement des installations exigent de l’énergie. À l’horizon 2050, nous projetons que l’énergie nécessaire pour le CUSC représentera 5 % de la demande du secteur pétrolier et gazier dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et 7 % dans celui de la carboneutralité du Canada. Dans le scénario des mesures actuelles, les gains d’efficacité compensent l’augmentation de la production et la quantité d’énergie requise pour le CUSC, de sorte que la consommation d’énergie en 2050 est inférieure de 6 % à celle de 2021. La figure R.38 présente la consommation totale d’énergie dans le secteur pétrolier et gazier.

Figure R.38 : Consommation d’énergie dans le secteur pétrolier et gazier selon le combustible, 2021 et tous les scénarios prévisionnels en 2050

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Émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier

Dans les sections précédentes du présent chapitre, nous avons décrit l’évolution des émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier. Au total, nous projetons que ces émissions passent de 189 Mt en 2021 à 17 Mt en 2050, une diminution de 90 %. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, elles diminuent pour s’établir à 32 Mt en 2050, un recul de 83 %, toujours par rapport à 2021. Ces chiffres comprennent les émissions de GES provenant de la production et du transport du pétrole et du gaz naturel, de la liquéfaction du gaz naturel, du raffinage du pétrole brut et de la distribution du gaz naturel aux utilisateurs finaux.

Dans les deux scénarios de carboneutralité, le CUSC et l’atténuation des émissions de méthane jouent un rôle important dans la réduction des émissions du secteur pétrolier et gazier. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, le CUSC occupe une place particulièrement importante, du fait que la production de pétrole et de gaz naturel est plus élevée pour répondre à la demande mondiale plus forte et pour profiter des prix plus élevés de ces matières. Nous projetons aussi un certain degré d’électrification de la production de pétrole classique et de gaz naturel qui compte actuellement sur des combustibles fossiles. Cette production dégage toujours des GES dans les deux scénarios de carboneutralité en 2050, mais le Canada atteint la carboneutralité grâce aux émissions négatives d’autres secteurs.

Dans le scénario des mesures actuelles, les émissions du secteur pétrolier et gazier diminuent de façon modérée pendant la période de projection pour s’établir à 149 Mt en 2050, une baisse de 21 % par rapport à 2021. C’est dans ce scénario que la production de pétrole et de gaz naturel est la plus élevée. Parallèlement, notre hypothèse d’une action climatique future limitée du Canada dans ce scénario fait en sorte que l’industrie adopte moins les technologies de réduction des émissions que dans les scénarios de carboneutralité.

Figure R.39 : Émissions de GES du secteur pétrolier et gazier, tous les scénarios

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Hydrogène

Au Canada, comme ailleurs dans le monde, l’hydrogène à faible teneur en carbone utilisé comme combustible gagne en intérêt. De la même façon que l’électricité, l’hydrogène peut agir comme vecteur énergétique pour transporter de l’énergie utilisable produite ailleurs. Lors de son utilisation, l’hydrogène ne dégage pas d’émissions de GES. Pour un complément d’information sur les éléments fondamentaux à l’appui de l’hydrogène, veuillez prendre connaissance de la Stratégie relative à l’hydrogène du gouvernement du Canada, publiée à la fin de 2020. Dans la présente section, nous nous concentrons sur l’utilisation de l’hydrogène en tant que vecteur énergétique et sa production à partir de procédés qui émettent peu ou pas de CO₂.

Nous faisons des projections de la consommation d’hydrogène en simulant des choix énergétiques des ménages et des entreprises, y compris les technologies énergétiques et les combustibles utilisés. Nous modélisons ensuite la production d’hydrogène pour satisfaire cette utilisation et pour répondre à des besoins d’exportation. Le type d’hydrogène produit en réaction à cette demande est basé sur les coûts de la technologie, la disponibilité de combustibles et les coûts dans diverses régions.

Nous projetons que la consommation d’hydrogène à faibles émissions dépassera 8,5 Mt^{Note de bas de page 19} en 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, soit environ 12 % de la demande totale d’énergie. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, la consommation d’hydrogène est légèrement plus forte et se situe à près de 9,5 Mt. Pour ce qui est du scénario des mesures actuelles, la demande d’hydrogène à faibles émissions est inférieure à 1 Mt vers 2050, du fait que les combustibles fossiles demeurent une source d’énergie attrayante sur le plan économique pour de nombreuses applications propice à l’utilisation de l’hydrogène.

Dans tous nos scénarios, nous envisageons des exportations d’hydrogène, qui atteignent 5 Mt en 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, 4,5 Mt dans celui de carboneutralité du Canada et 2,5 Mt dans celui des mesures actuelles.

Grandes tendances : hydrogène

L’hydrogène devient une composante de première importance dans la consommation d’énergie des scénarios de carboneutralité, en particulier dans les secteurs industriels et celui des transports.

L’hydrogène à faibles émissions est produit à partir de diverses technologies, dont le gaz naturel avec CUSC, l’électrolyse et la gazéification de la biomasse.

Utilisation de l’hydrogène

Il existe de nombreux usages potentiels de l’hydrogène comme porteur d’énergie dans la filière énergétique, que ce soit comme carburant pour le transport, comme énergie pour le chauffage des bâtiments, dans des procédés industriels ou pour la production d’électricité. À l’heure actuelle, le Canada utilise environ 3 Mt d’hydrogène pour des applications industrielles telles la valorisation des sables bitumineux et la production de produits chimiques et d’engrais. Cet hydrogène est comptabilisé dans le gaz naturel dans les bilans énergétiques du Canada, ainsi que dans les données de nos annexes. Cette production utilise le gaz naturel comme charge d’alimentation et produit des émissions de CO₂ qui ne sont pas captées.

Comme il en est question dans la section du présent chapitre portant sur la demande d’énergie, nous projetons que l’hydrogène deviendra un combustible de première importance dans les véhicules lourds de transport de marchandises et des industries dans les deux scénarios de carboneutralité. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la consommation d’hydrogène dans les transports s’élève à près de 5 Mt en 2050, soit près de 30 % de la consommation d’énergie de ce secteur. L’hydrogène sert surtout dans le transport de marchandises sur de grandes distances par des camions lourds et au transport maritime ainsi que comme composant dans des combustibles visant à aider à décarboner le secteur aéronautique. On l’utilise aussi dans des industries comme les produits chimiques, le fer, l’acier et le raffinage du pétrole. En 2050, la consommation totale d’hydrogène dans le secteur industriel s’élève à 2,5 Mt dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et à 3 Mt dans celui de carboneutralité du Canada.

Hausse modérée de la consommation d’hydrogène jusqu’en 2035 et accélération par la suite dans les deux scénarios de carboneutralité

Nous projetons aussi que l’hydrogène servira dans une certaine mesure au chauffage des bâtiments dans les deux scénarios de carboneutralité, mais que son adoption se limite à son mélange avec le gaz naturel en vue d’une utilisation dans des chaudières au gaz naturel, une technologie dont la part de marché recule pendant la période de projection dans ces mêmes scénarios. Comme il en est question dans la section consacrée à l’électricité, nous ne projetons aucune utilisation de l’hydrogène dans la production d’électricité dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, et une petite quantité seulement dans celui de carboneutralité du Canada, dans lequel elle s’élève à 0,13 Mt vers 2050. Par ailleurs, nous projetons que la production d’hydrogène à partir de gaz naturel sans captage de CO₂ diminue pour être remplacée par des sources d’hydrogène à faibles émissions. La figure R.40 illustre la demande d’hydrogène par utilisation finale dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Globalement, l’hydrogène occupe une place somme toute modeste dans la filière énergétique canadienne jusqu’en 2035. Par la suite, son utilisation s’accélère et croît de façon constante jusqu’en 2050, dans les scénarios de carboneutralité.

Figure R.40 : Demande d’hydrogène selon l’utilisation finale, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Que se passera-t-il si les technologies qui permettent l’adoption à grande échelle de l’hydrogène sont plus coûteuses ou moins coûteuses?

Le Canada est déjà l’un des plus grands producteurs et utilisateurs d’hydrogène dans le monde. Cela s’explique surtout par le fait que l’Alberta a recours à de l’hydrogène produit à partir de gaz naturel comme charge d’alimentation dans diverses applications industrielles. Selon la feuille de route sur l’hydrogène de l’Alberta (en anglais), une tranche de 55 % de la production d’hydrogène de la province sert à la valorisation du pétrole lourd, une autre de 38 % est utilisée dans le secteur des produits chimiques et une dernière de 7 % sert au raffinage du pétrole. À l’heure actuelle, cet hydrogène est produit à partir de gaz naturel et utilisé comme charge d’alimentation, un procédé qui rejette des émissions de CO₂. Selon l’Alberta Energy Regulator, 19 % de l’hydrogène produit dans la province en 2021 provenait d’installations équipées de CUSC, les autres installations rejetant du CO₂ dans l’atmosphère.

De nombreuses sociétés s’activent à la production et à l’utilisation d’hydrogène au Canada. L’usine de recyclage du carbone de Varennes, au Québec, dont on achève la construction en vue d’une mise en service d’ici 2025, est un exemple de projets récents du genre. Cette usine produira des biocarburants et des produits chimiques et sera équipée d’un électrolyseur d’une capacité de 87 MW qui fournira l’hydrogène nécessaire au procédé. Autre exemple : Le complexe d’hydrogène à zéro émission nette d’Air Products Canada (en anglais), en Alberta, utilisera du gaz naturel comme charge d’alimentation pour produire de l’hydrogène à faibles émissions en recourant à la technologie du reformage autothermique jumelée au CUSC.

Soutien des gouvernements fédéral et provinciaux à l’expansion de l’hydrogène comme combustible

Le gouvernement fédéral et les gouvernements de la Colombie-Britannique (en anglais), de l’Alberta (en anglais), de l’Ontario et du Québec ont tous récemment élaboré des stratégies ou des feuilles de route relatives à l’hydrogène. Pour sa part, le gouvernement fédéral s’affaire à mettre en place un crédit d’impôt à l’investissement pour l’hydrogène propre. De plus, de concert avec de nombreuses provinces, il appuie divers projets envisagés par le truchement de fonds et de programmes incitatifs sur le plan technologique.

Hypothèses dans Avenir énergétique 2023 sur les coûts de diverses technologies pour produire de l’hydrogène

En plus des prix des intrants que sont le gaz naturel et l’électricité, les coûts des technologies influent sur celui de l’hydrogène dont nous nous servons dans la modélisation de nos scénarios. Les coûts de production varient de 1,50 $/kg à 10,50 $/kg en 2030 et de 1,00 $/kg à 7,00 $/kg vers 2050, selon les technologies servant à la production et la région dans laquelle elles sont employées. Notre modèle de consommation d’énergie examine ensuite l’incidence des coûts relatifs des divers combustibles sur les décisions des ménages et des entreprises au moment d’investir dans de nouveaux appareils qui consomment de l’énergie. Nous posons aussi des hypothèses sur les technologies qui utilisent de l’hydrogène, comme les camions moyens et lourds servant au transport des marchandises, la quantité d’hydrogène ajoutée dans les réseaux de transport de gaz naturel et les exportations d’hydrogène.

Que se passe-t-il si l’offre et la demande d’hydrogène sont plus fortes ou moins fortes que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale?

Nous projetons que la consommation d’hydrogène s’établira à 8,5 Mt en 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Or, de multiples facteurs pourraient faire en sorte que l’offre et la demande d’hydrogène seront différentes dans les années à venir, dont les coûts des technologies de production et d’utilisation de l’hydrogène et les volumes d’hydrogène produits en vue de l’exportation. Dans la présente simulation, nous nous étudions l’impact qu’auraient sur nos projections des facteurs comme une offre et une demande d’hydrogène plus forte ou plus faible que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Pour cela, nous avons modélisé les paramètres de la forte et de la faible utilisation de l’hydrogène en appliquant dans chaque cas des hypothèses particulières pour les coûts des technologies liés à l’offre et à la demande d’hydrogène, ainsi que sur ceux de la production d’hydrogène en vue de l’exportation. Ces hypothèses sont résumées dans le tableau R.6.

Tableau R.6 : Hypothèses relatives à l’hydrogène, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et simulations de forte et de faible utilisation d’hydrogène

Hypothèses relatives à l’hydrogène, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et simulations de forte et de faible utilisation d’hydrogène

	Scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale	Faible utilisation de l’hydrogène	Forte utilisation de l’hydrogène
Coûts en capital de l’électrolyseur	Diminution de 84 % des coûts en capital d’ici 2050	Diminution de seulement 15 % des coûts en capital d’ici 2050	Coûts en capital inférieurs de 10 % à ceux du scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale en 2050
Production d’hydrogène à partir de gaz naturel à partir des coûts en capital du CUSC	Diminution de 40 % des coûts en capital d’ici 2050	Diminution de 25 % des coûts en capital d’ici 2050	Diminution de 50 % des coûts en capital d’ici 2050
Hydrogène dans les transports	Diminution constante des coûts des camions équipés d’une pile à combustible, qui s’approchent de ceux des véhicules au diesel de 2035 à 2050	Coûts des camions équipés d’une pile à combustible moins concurrentiels que ceux des camions électriques à batterie. Rôle moins important des combustibles à base d’hydrogène dans le transport maritime et aérien	Coûts des camions équipés d’une pile à combustible plus concurrentiels que ceux des camions électriques à batterie. Plus grand rôle des combustibles à base d’hydrogène dans le transport maritime et aérien
Mélange d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel	Mélange d’hydrogène constituant de 15 % à 20 % par volume dans la plupart des provinces	Mélange d’hydrogène limité à 5 % par volume	Mélange d’hydrogène limité à 20 % par volume
Hydrogène produit pour l’exportation	Production d’hydrogène pour l’exportation de 1 Mt vers 2030 et de 5 Mt d’ici 2050	Production d’hydrogène pour l’exportation de 1 Mt vers 2030 et de 2,5 Mt d’ici 2050	Production d’hydrogène pour l’exportation de 2,5 Mt vers 2030 et de 8 Mt d’ici 2050

Les résultats de cette simulation donnent à penser qu’il existe toute une plage d’intensités possibles d’utilisation d’hydrogène dans les années à venir. La simulation de faible utilisation de l’hydrogène laisse entrevoir un avenir où celui-ci occupe une place moins importante dans l’atteinte de la carboneutralité du Canada d’ici 2050. Celle dans laquelle l’hydrogène est fortement utilisé dépeint un avenir où il est appelé à jouer un plus grand rôle dans l’atteinte de la carboneutralité. La figure R.41 compare l’utilisation et les exportations d’hydrogène, ainsi que la technologie employée pour le produire, dans les cas d’une faible et d’une forte utilisation de l’hydrogène et dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. En 2050, dans la simulation d’une faible utilisation de l’hydrogène, la demande et les exportations s’élèvent à 5 Mt, soit 60 % de moins que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Quant à la simulation de forte utilisation de l’hydrogène, elle dénote une demande et des exportations s’élevant à 20 Mt, c’est-à-dire 55 % de plus que dans ce même scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.41 : Utilisation et production d’hydrogène en 2050, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, simulations de forte et de faible utilisation d’hydrogène

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Description

Description : Ces graphiques à colonnes empilées montrent l’utilisation et la production d’hydrogène dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et les simulations de forte et de faible utilisation de l’hydrogène en 2050. L’utilisation est ventilée selon l’utilisation intérieure et les exportations. La production est ventilée par électrolyse, biomasse et gaz naturel avec CUSC.

Le scénario de forte utilisation d’hydrogène est celui qui présente la plus forte croissance de la production et de la consommation, suivi du scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et de la simulation de faible utilisation de l’hydrogène. Une grande partie de la production supplémentaire dans le scénario de forte utilisation de l’hydrogène provient de l’électrolyse.

Une utilisation plus forte ou plus faible d’hydrogène se répercute de façon générale sur la composition de la demande pour utilisation finale. La figure R.42 compare la composition de la demande pour utilisation finale en 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et les deux simulations d’utilisations de l’hydrogène. Dans ce scénario, l’hydrogène compte pour 12 % de la demande pour utilisation finale en 2050. Ce pourcentage passe toutefois à près de 20 % dans le cas d’une forte utilisation, et chute à 4 % dans celui d’une faible utilisation. S’agissant de l’utilisation finale, une plus forte utilisation de l’hydrogène réduit la demande d’électricité et de bioénergie, tandis qu’une utilisation plus faible l’accroît. Il va sans dire que la production d’hydrogène exige de l’énergie. Ainsi, par rapport au scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la demande globale d’électricité et de gaz naturel augmente dans le cas d’une forte utilisation de l’hydrogène et diminue dans le cas contraire.

Figure R.42 : Demande pour utilisation finale en 2050, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, simulations de forte et de faible utilisation de l’hydrogène

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Description

Description : Ce graphique à colonnes empilées illustre la demande totale d’énergie pour utilisation finale dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et les simulations de forte et de faible utilisation de l’hydrogène en 2050. La demande totale d’énergie est ventilée par source de combustible, y compris la bioénergie, l’électricité, les combustibles fossiles et l’hydrogène.

L’hydrogène occupe la plus grande part de la demande totale d’énergie dans la simulation de forte utilisation de l’hydrogène, suivi du scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Selon la simulation de faible utilisation de l’hydrogène, l’hydrogène joue un rôle marginal dans la consommation totale d’énergie.

L’hydrogène est un combustible polyvalent qui joue un rôle de premier plan dans le bouquet énergétique du Canada dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Parallèlement, son adoption au Canada et le développement de marchés d’exportation pour l’hydrogène canadien demeurent incertains. Les simulations laissent entrevoir une foule de degrés dans la demande d’hydrogène au Canada et révèlent que son utilisation a de grandes répercussions sur l’évolution d’autres produits énergétiques, notamment l’électricité et le gaz naturel.

Production d’hydrogène

Dans Avenir énergétique 2023, nous modélisons la production d’hydrogène obtenu à partir de trois technologies.

• La production basée sur le gaz naturel à partir d’un procédé de reformage de méthane à la vapeur ou de reformage autothermique. Le CO₂ résultant de ces procédés est capté et stocké grâce au CUSC. Le produit résultant de ce procédé est parfois désigné « hydrogène bleu ».
• L’électrolyse, qui utilise de l’eau comme charge d’alimentation et de l’électricité sans émissions comme source d’énergie. On parle parfois d’« hydrogène vert » dans ce cas.
• La production à partir de la biomasse, qui consiste à gazéifier la biomasse pour produire de l’hydrogène. Le CO₂ qui se dégage de ce procédé peut, ou pas, être capté et stocké grâce au CUSC.

Pour en apprendre davantage sur les diverses techniques de production d’hydrogène au Canada et ailleurs dans le monde, le lecteur est invité à consulter l’Aperçu du marché de la Régie intitulé L’hydrogène pourrait faire partie du mouvement mondial vers la carboneutralité.

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production d’hydrogène à faibles émissions s’élève à quelque 2 Mt vers 2030, puis grimpe à 14 Mt environ d’ici 2050. Cette évolution est comparable à celle du scénario de carboneutralité du Canada. À l’horizon 2050, 32 % de la production d’hydrogène provient du gaz naturel, 58 % de l’électrolyse et la tranche restante de 10 %, de la biomasse. La volume relativement élevé de la production au moyen de l’électrolyse s’explique par de très fortes baisses des coûts des électrolyseurs que nous postulons dans les scénarios de carboneutralité, faisant du coup de l’hydrogène produit à partir de cette façon l’option la plus économique dans bien des régions. Pour ce qui est du scénario des mesures actuelles, la progression de la production d’hydrogène est limitée et provient en grande partie du gaz naturel avec CUSC. La figure R.43 présente la production d’hydrogène en fonction de la charge d’alimentation dans les deux scénarios de carboneutralité.

Figure R.43 : Production d’hydrogène selon la technologie, scénarios de carboneutralité à l’échelle mondiale et du Canada

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Émissions négatives résultant de la production d’hydrogène grâce à la bioénergie et l’utilisation du CUSC

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, la production d’hydrogène à partir de la biomasse augmente pour s’établir à 1,5 Mt en 2050. Jumelée au CUSC, cette production amène des émissions négatives du fait que le carbone qui aurait été stocké provisoirement dans la matière végétale en d’autres circonstances l’est de façon permanente. Dans ce même scénario, les émissions négatives de GES provenant de la production d’hydrogène à partir de la biomasse s’élèvent à 23 Mt vers 2050.

Types de production d’hydrogène dictés par les ressources locales

Dans nos projections, plusieurs provinces produisent de l’hydrogène, certaines en grande quantité, notamment l’Ontario, l’Alberta, le Québec et la Colombie-Britannique. La production au moyen de l’électrolyse s’impose dans les régions riches en hydroélectricité. Le gaz naturel fait de même dans celles où son coût est moins élevé et où des réservoirs de stockage pour le CUSC sont accessibles. Dans les régions où la biomasse est abondante, celle-ci devient un choix évident. On notera que l’électricité et l’hydrogène sont tous deux des porteurs d’énergie; par ailleurs, l’électricité sert aussi à produire de l’hydrogène dans nos scénarios. Bien qu’il y ait des pertes d’énergie dans le procédé d’électrolyse, il reste que dans certains cas, il est plus avantageux d’employer l’hydrogène que l’électricité. Cela s’explique par le fait que l’hydrogène a une plus grande teneur énergétique que l’électricité stockée dans une batterie, ce qui le rend plus intéressant comme carburant pour le transport de marchandises par des camions lourds. À terme, il faudra voir quels sont les coûts de l’hydrogène et des batteries.

Exportations d’hydrogène produit par un mélange d’électrolyse et de gaz naturel avec CUSC

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous supposons qu’on produira plus de 3 Mt d’hydrogène à partir d’énergie éolienne au Canada atlantique, sur terre et au large des côtes. Pour ces exportations, on mise sur la disponibilité de plus de 165 TWh d’énergie éolienne par année pour produire de l’hydrogène destiné à l’exportation en 2050^{Note de bas de page 20}. Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, l’énergie nécessaire à la production d’hydrogène représente environ 20 % de la demande totale d’énergie primaire vers 2050. De ce bloc d’énergie, une tranche de 60 % est constituée d’électricité (y compris des projets d’énergie renouvelable consacrée à la production d’hydrogène pour les exportations présumées), une autre de 25 %, de gaz naturel et le reste, 15 %, de la biomasse.

Émissions de GES résultant de la production d’hydrogène

Nous projetons que les émissions de GES liées à la production d’hydrogène destiné à servir de porteur d’énergie seront légèrement positives de 2024 à 2032, parce que la tranche de celles-ci qui n’est pas captée par le CUSC provient de la production d’hydrogène à partir du gaz naturel. D’ici 2035, une partie de la production d’hydrogène venant de la biomasse est jumelée au CUSC, et les émissions nettes du secteur de l’hydrogène deviennent négatives dans les deux scénarios de carboneutralité. Vers 2050, les émissions nettes produites par la production d’hydrogène s’élèvent à -21 Mt dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et à -25 Mt dans celui de carboneutralité du Canada.

Principales incertitudes : hydrogène

Marchés intérieurs de l’hydrogène et infrastructure – L’utilisation d’hydrogène comme combustible propre que nous projetons dans nos scénarios de carboneutralité est encore aux premiers stades de développement. Le degré d’adoption de l’hydrogène, les coûts de production et des technologies pour l’utilisation finale, les prix sur le marché et l’infrastructure de transport figurent au nombre des incertitudes. Selon la tangente que prendra l’adoption de l’hydrogène, les résultats pourraient être différents de ceux que nous avançons.

Exportations d’hydrogène – À l’heure actuelle, plusieurs projets de production d’hydrogène en vue de son exportation ont été proposés. Nos scénarios envisagent divers degrés de production d’hydrogène pour l’exportation, ainsi qu’une production d’énergie éolienne extracôtière pour rendre possible cette production. Or, les volumes d’exportation pourraient différer de ce que nous supposons selon l’évolution des marchés mondiaux et intérieurs.

Émissions négatives

Dans la plupart des analyses des scénarios de carboneutralité du Canada et à l’échelle mondiale, l’objectif de zéro émission nette englobe des émissions positives et des émissions négatives qui s’équilibrent à un point donné dans l’avenir. Pour certaines sources d’émissions de GES, l’élimination totale des émissions, ou tout au moins leur réduction à un rythme assez rapide pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050, pourrait s’avérer très coûteuse, voire impossible. Dans nos deux scénarios de carboneutralité, nous projetons que plusieurs secteurs continueront à dégager des émissions légèrement positives en 2050, en l’occurrence les secteurs du bâtiment, de l’industrie lourde, du pétrole et du gaz et des transports. Leurs émissions sont annulées par des émissions négatives qu’il est possible de réaliser de diverses façons. Ultimement, le but est d’éliminer en permanence le CO₂ de l’atmosphère à long terme.

Grandes tendances : émissions négatives

Les émissions négatives occupent une place déterminante dans la compensation des émissions positives restantes d’autres secteurs.

La bioénergie avec CSC, le CDA, l’ATCATF sont autant d’éléments qui sont appelés à jouer un grand rôle dans l’atteinte de zéro émission nette.

Les processus naturels capables d’agir comme puits de carbone pour stocker du carbone

On qualifie souvent la gestion des processus naturels de captage et de stockage des émissions de GES de « solutions fondées sur la nature » ou de « solutions naturelles »^Définition*. L’engagement de 2 milliards d’arbres du gouvernement fédéral, qui consiste à planter deux milliards d’arbres en dix ans pour lutter contre les changements climatiques et la perte de biodiversité, est un exemple de solutions du genre.

Incertitudes concernant les réductions d’émissions grâce à l’ATCATF

Dans Avenir énergétique 2023, nous ne modélisons pas de solutions naturelles. Nous posons plutôt des hypothèses sur les émissions et leur absorption par des processus naturels, que nous prenons en compte dans nos hypothèses sur l’ATCATF. Ces hypothèses sont expliquées dans le précédent chapitre, Scénarios et hypothèses. Nous supposons que les émissions négatives s’élèveront à 50 Mt vers 2050 grâce à l’ATCATF, dans les deux scénarios de carboneutralité, et à 13 Mt dans celui des mesures actuelles. Or, le stockage permanent du carbone par des solutions fondées sur la nature suscite des incertitudes. Les feux incontrôlés, les infestations d’insectes comme le dendroctone du pin ou la décomposition naturelle pourraient libérer du carbone qui est stocké dans les arbres et atténuer les effets de l’ATCATF dans les années à venir. Une réduction moindre des émissions négatives de cette façon forcerait d’autres secteurs à réduire davantage leurs émissions, ou à accroître les émissions négatives d’autres sources, pour arriver à la carboneutralité.

Une deuxième source d’émissions négatives que l’on retrouve dans les deux scénarios de carboneutralité est le recours à la bioénergie associée à la technique de captage et stockage de carbone (« BECSC »). Nous projections dans ce domaine sont expliquées les sections portant sur l’électricité et l’hydrogène plus haut dans le présent chapitre. La BECSS produit des émissions négatives par la combustion de biomasse, par exemple des arbres ou des résidus de culture, pour produire de l’électricité, et l’utilisation du CUSC pour stocker en permanence les émissions qui en découlent. Dans les deux scénarios de carboneutralité, nous projetons que la BECSS se traduira par des émissions négatives de quelque 60 Mt.

Émissions négatives découlant du CDA dans les deux scénarios de carboneutralité

Le captage direct dans l’air, ou CDA, dans l’encadré ci-dessous, est une autre option qui s’offre pour arriver à des émissions négatives de GES. Dans notre analyse, nous modélisons cette technologie en nous basant sur des hypothèses que nous formulons relativement aux coûts et à la rentabilité du procédé consistant à capter les émissions de CO₂ directement de l’atmosphère. Nous présumons que les installations de CDA sont compensées par le captage des émissions de ceux qui les produisent et qui désirent les compenser.

Dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, nous projetons que des installations de CDA entreront en service à la fin des années 2030 et qu’à l’horizon 2050, les émissions négatives provenant de cette technique s’élèveront à 46 Mt. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, ces installations captent 55 Mt d’émissions vers 2050; aucune installation du genre n’est aménagée dans le scénario des mesures actuelles.

Grande quantité d’énergie nécessaire pour capter l’air, puis séparer, comprimer et stocker le CO₂ par le CDA

Divers processus de CDA sont actuellement à l’essai et commercialisés. Dans notre modélisation, nous supposons que ces activités requièrent de l’électricité et du gaz naturel pour alimenter le procédé. Les émissions provenant du gaz naturel servant à celui-ci sont elles aussi captées et stockées. À l’horizon 2050, nous projetons que l’énergie nécessaire pour le CDA compte pour 4 % de la consommation d’énergie pour utilisation finale dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et pour 5 % dans celui de la carboneutralité du Canada.

La figure R.44 présente graphiquement nos hypothèses sur les émissions négatives résultant de l’ATCATF et celles obtenues dans notre modélisation de la BECCS et du CDA, comparativement aux émissions totales de GES du reste de l’économie, dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.44 : Émissions nettes, scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

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Que se passera-t-il si la technologie de CDA évolue plus rapidement et coûte moins cher?

Le CDA est une technologie émergente qui extrait du CO₂ directement de l’atmosphère par un amalgame de procédés physiques et chimiques. Le CO₂ ainsi capté est ensuite injecté et stocké dans des formations géologiques profondes ou utilisé comme charge d’alimentation pour différents produits, dont des combustibles synthétiques. En retirant le CO₂ directement de l’air, le CDA offre le potentiel de compenser les émissions résultant d’activités dont l’élimination des émissions est la plus difficile ou la plus coûteuse.

Selon un récent rapport de l’AIE sur le CDA (en anglais), on compte actuellement dans le monde 18 installations de CDA de petite échelle qui captent un total 0,01 Mt de CO₂ par année. L’intérêt pour cette technologie augmente. Ainsi, d’ici la fin de 2024, le producteur américain de pétrole Occidental Petroleum Corp compte achever la construction de la plus grande installation de CDA dans le monde, qui aurait la capacité d’éliminer jusqu’à 1 Mt de CO₂ par année. Il s’agit de la plus grande usine d’une liste qui ne cesse de s’allonger d’installations qui sont envisagées en Amérique du Nord et en Europe.

Incertitude entourant les coûts du CDA, mais diminution de ceux-ci avec le temps

Bien que les installations de CDA actuelles démontrent qu’il est possible, sur le plan technique, de réaliser ce procédé, les coûts qui y sont associés demeurent incertains. Selon certaines estimations, les coûts de telles installations construites aujourd’hui se situent entre 325 $ US et 785 $ US la tonne de CO₂ captée^{Note de bas de page 21}. À titre de comparaison, le filet de sécurité du gouvernement canadien s’établit actuellement à 65 $ la tonne d’éq. CO₂.

Adoption du CDA liée aux coûts de construction et d’exploitation, ainsi qu’aux prix des émissions captées

Comme c’est souvent le cas pour de nombreuses technologies émergentes, on peut penser que les coûts du CDA diminueront à mesure que de nouveaux projets seront mis en service. De même, un prix plus élevé pour le carbone pourrait constituer un encouragement à aménager de telles installations, soit par le truchement d’une compensation directe pour le CO₂ capté, soit par la vente de crédits à d’autres industries qui cherchent à réduire leurs émissions. Le rôle que jouera le CDA dans les trajectoires vers la carboneutralité du Canada dépendra des politiques climatiques futures et de l’ampleur de la baisse des coûts.

Dans son scénario de carboneutralité en 2050, l’AIE mise sur le captage de 90 Mt de CO₂ à l’échelle mondiale d’ici 2030, soit moins de 0,5 % des émissions dont elle projette le dégagement la même année. Ce chiffre passe à 980 Mt de CO₂ en 2050. Beaucoup d’autres scénarios de carboneutralité d’autres organisations internationales tablent sur un rôle encore plus important du CDA dans les années à venir. En bout de ligne, le degré d’adoption de cette technologie dépendra grandement des coûts qui s’y rattachent par rapport aux autres options de décarbonation accessibles, ainsi que du prix que l’on tirera pour les émissions captées.

Notre analyse dans Avenir énergétique 2023 repose sur des hypothèses de coûts du CDA, dont ceux d’absorption, de séparation, de transport et de stockage du CO₂. Nos projections relativement au CDA dans nos divers scénarios sont donc fondées sur ses coûts (voir le tableau A.2) en regard d’autres technologies de décarbonation.

Mise en service du CAD au milieu des années 2030 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale

Partant de ces hypothèses et en tenant compte des coûts et des particularités d’autres installations d’élimination du carbone, nous projetons que la réduction des émissions par le truchement du CDA atteindra 46 Mt vers 2050 dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Dans nos projections, nous estimons que l’essor du CDA s’amorce au milieu des années 2030, moment où on a épuisé les avantages des options de décarbonation les plus efficientes et où les coûts de cette technologie ont baissé.

Le CDA est une technologie en émergence et une technologie incertaine. Elle pourrait jouer un rôle plus important que celui qui est envisagé dans la réduction des émissions du Canada en route vers la carboneutralité. Dans l’analyse de la simulation, nous modélisons un cas de forte adoption du CDA, dans lequel ses coûts chutent à 125 $ de 2022 la tonne de CO₂ d’ici 2050, plutôt que les 230 $ de 2022 la tonne envisagés dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Dans le cas en question, on capte 85 Mt de CO₂ en 2050, soit près du double de la quantité projetée dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. La figure R.45 compare l’importance relative du CDA dans la réduction des émissions du Canada aux émissions nettes de 732 Mt en 2005.

Figure R.45 : Émissions négatives du CDA, en pourcentage des émissions totales de GES en 2005, tous les scénarios

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Description

Description : Ce graphique linéaire illustre les émissions de GES négatives du CDA en pourcentage des émissions totales de GES à l’échelle nationale en 2005, tant pour les scénarios de carboneutralité que pour la simulation de forte adoption du CDA.

Dans cette simulation, le CDA dépasse de 2 % la réduction totale des émissions au début des années 2040 et atteint le même niveau au milieu des années 2040 dans les deux scénarios de carboneutralité. La part des émissions augmente ensuite rapidement dans les deux scénarios et dans la simulation de forte adoption du CDA. D’ici 2050, le CDA compte pour environ 5 % des réductions d’émissions dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, 7 % dans le scénario de carboneutralité du Canada et 12 % dans la simulation de forte adoption du CDA.

Le recours accru au CDA se répercute sur l’ensemble de la filière énergétique. En premier lieu, l’augmentation des émissions négatives découlant du CDA atténue la pression sur d’autres secteurs pour réduire leurs propres émissions par rapport à un objectif de carboneutralité tirant profit d’une moins grande quantité d’émissions négatives. En second lieu, les procédés de CDA exigent eux-mêmes de grandes quantités d’énergie. Dans le cas d’une forte adoption du CDA, on a besoin de davantage de gaz naturel et d’électricité pour exploiter les installations de CDA.

Augmentation de la demande d’énergie dans le cas d’une forte adoption du CDA

La figure R.46 illustre la variation de la demande d’énergie entre le cas d’une forte adoption du CDA et le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale en 2050. Un plus grand recours au CDA fait augmenter la demande de gaz naturel de 1,5 Gpi³/j (42 M³/j) et celle d’électricité, de 3,5 TWh. Dans le reste de l’économie, on note un accroissement de la consommation de gaz naturel et d’autres combustibles fossiles dans le cas d’une forte adoption du CDA afin de remplacer l’électricité, la bioénergie et l’hydrogène ayant servi à ce procédé. L’effet net de cette substitution est une augmentation de plus de 600 PJ, ou environ 7 % de la consommation d’énergie d’ici 2050 par rapport au scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Figure R.46 : Écart de consommation d’énergie entre le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et le cas de forte adoption du CDA en 2050, selon les combustibles

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Description

Description : Ce graphique à colonnes empilées illustre la différence d’énergie pour utilisation finale selon le combustible entre le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale et la simulation de forte adoption du CDA en 2050. Les combustibles sont la bioénergie, l’électricité, l’hydrogène, le gaz naturel, les autres combustibles fossiles et le total de tous les combustibles.

Dans la simulation de forte adoption du CDA, on utilise davantage de gaz naturel, en grande partie pour répondre à ses besoins énergétiques. La demande d’autres combustibles fossiles augmente dans la simulation de forte adoption du CDA comparativement au scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, tandis que la simulation de forte adoption du CDA utilise moins de bioénergie et d’hydrogène. La simulation de forte adoption du CDA montre une plus grande consommation d’électricité pour l’exploitation du CAD, mais une moins grande consommation d’électricité pour utilisation finale dans d’autres secteurs.

On ne peut pas non plus exclure la possibilité qu’on ait moins recours au CDA que dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Dans l’éventualité où le CDA fournirait moins d’émissions négatives, l’atteinte de la carboneutralité exigerait davantage de réductions des émissions dans d’autres sphères de l’économie. Cela pourrait consister en une plus grande utilisation de l’électricité, de la bioénergie et des combustibles à base d’hydrogène, d’autres solutions axées sur la nature pour compenser les émissions ou encore davantage d’efficacité énergétique et de conservation de l’énergie.

Le CDA pourrait être un aspect important de la réduction globale des émissions au Canada. En misant sur des progrès technologiques plus rapides et une adoption plus marquée, le cas de la forte adoption du CDA montre que ce dernier compte pour plus du dixième de la réduction des émissions requises pour atteindre la carboneutralité. Il révèle aussi qu’un plus grand recours au CAD pourrait se traduire par une demande de gaz naturel et de produits pétroliers raffinés considérablement plus élevée que ce qui se dégage du scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale.

Principales incertitudes : émissions négatives

Apport des solutions fondées sur la nature – Dans notre analyse, nous avons limité l’apport des solutions fondées sur la nature pour nous intéresser davantage aux technologies énergétiques possibles pour atteindre la carboneutralité. Cependant, certaines études récentes sur la carboneutralité du Canada misent sur un plus grand apport du changement d’affectation des sols pour atteindre la carboneutralité^{Note de bas de page 22}. Les émissions ultimes dans ce domaine sont incertaines et pourraient être supérieures ou inférieures à celles de nos hypothèses.

Captage direct dans l’air – La capacité du CDA de contribuer à la réduction des émissions du Canada constitue une énorme incertitude. Les coûts pourraient être beaucoup plus élevés que ce que nous supposons dans les scénarios de carboneutralité à l’échelle mondiale et du Canada et donner des résultats différents.

Équilibrage des émissions restantes par des émissions négatives compensatoires – Les émissions négatives par rapport aux émissions non captées dans nos scénarios concordent avec d’autres études canadiennes sur la carboneutralité. Dans l’éventualité où les progrès des technologies à émissions négatives seraient moins rapides que ce que nous entrevoyons, il serait nécessaire que d’autres secteurs de l’économie réduisent leurs émissions plus rapidement, ce qui pourrait exiger des politiques plus contraignantes. Par contre, si ces technologies se concrétisent plus rapidement, il est possible que de telles politiques ne soient pas nécessaires pour parvenir à la carboneutralité.

Facteurs macroéconomiques

L’économie joue un rôle de premier plan dans la filière énergétique. La croissance économique et démographique, la production industrielle, l’inflation, les taux de change et la demande mondiale sont autant de facteurs qui influent sur l’évolution de l’offre et de la demande d’énergie. Cette évolution se répercutera directement sur la transition du Canada vers la carboneutralité.

Grandes tendances : facteurs macroéconomiques

Croissance démographique et économique continue dans tous les scénarios

Croissance légèrement plus lente dans les scénarios de carboneutralité à l’échelle mondiale et du Canada

La figure R.47 présente des projections à long terme des principaux indicateurs économiques. À cet égard, le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale table sur une croissance économique réelle (rajustée en fonction de l’inflation) de 1,4 % par année pendant toute la période de projection. Cette croissance est légèrement plus forte dans le scénario de carboneutralité du Canada et celui des mesures actuelles, en grande partie à cause des prix plus élevés du pétrole et du gaz, de la production et des exportations. Le taux de change entre les devises canadienne et américaine varie dans les trois scénarios, aussi en raison des fortes variations dans les activités liées au pétrole et au gaz et aux prix de ceux-ci.

Dans les trois scénarios, la croissance économique pendant la période de projection est généralement plus lente que la moyenne historique, ce qui tient au vieillissement de la population et à une croissance économique mondiale plus lente.

Figure R.47 : Indicateurs économiques, pourcentage de variation annuelle de 2019 à 2050, tous les scénarios

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Principales incertitudes : facteurs macroéconomiques

Croissance économique mondiale – Des incertitudes à l’échelle mondiale dans les années à venir, comme la demande des exportations canadiennes, la mise au point de technologies et les prix des produits de base, pourraient se répercuter sur la croissance de l’économie canadienne. Cela est particulièrement vrai dans le scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, dans lequel les politiques et les technologies de réduction des émissions mondiales pourraient produire des résultats macroéconomiques différents de ceux présentés ici. Par ailleurs, des événements géopolitiques, comme l’invasion russe de l’Ukraine, pourraient influer sur la courbe future de croissance.

Incidences des changements climatiques – Aucun des trois scénarios ne comprend d’estimations macroéconomiques des dommages causés par les changements climatiques, qui pourraient grandement affecter la croissance économique, tout particulièrement dans des scénarios comme celui des mesures actuelles, dans lequel seules des mesures limitées d’atténuation des changements climatiques sont prises en compte.

Coût de la décarbonation – Les scénarios de carboneutralité supposent une baisse des coûts des principales technologies, comme les véhicules électriques, les thermopompes, les électrolyseurs et le CDA. Si ces réductions de coûts ne se matérialisent pas, l’atteinte de la carboneutralité d’ici 2050 pourrait être plus coûteuse et entraîner une croissance économique plus faible que ce que nous envisageons.

Date de modification :

2023-11-29