ARCHIVÉ - L’avenir énergétique du Canada - Scénario de référence et scénarios prospectifs jusqu’à 2030 - Évaluation du marché de l’énergie
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Chapitre 4 : Maintien des tendances
Le Maintien des tendances signifie que les tendances de fond, apparentes au début de la période visée, sont maintenues. Ici, les changements ne sont pas la norme, et le scénario de référence est simplement prolongé à long terme.
Aperçu du scénario (2005-2030)
Grandes influences à l’échelle de la planète
D’entrée de jeu, en Maintien des tendances, les prix élevés de l’énergie favorisent les investissements dans les sources d’approvisionnement et les infrastructures énergétiques partout dans le monde. Une offre plus grande a un effet modérateur sur les prix. Ceux-ci ne retournent pas aux faibles niveaux des années 1990 du fait de coûts plus élevés pour l’exploration et la production d’une énergie non classique et d’une demande d’énergie toujours croissante sur la scène mondiale.
Pendant la période visée par le scénario prospectif, les événements d’importance à survenir sont nombreux, mais rien de capital au point de modifier de façon significative la voie tracée en 2005. Le monde continue de consommer des quantités d’énergie de plus en plus énormes, dont la plus grande partie est à base de combustibles fossiles. Le lien entre croissance économique et consommation d’énergie est toujours étroit, mais s’atténue néanmoins en raison d’une tendance qui se maintient au chapitre des améliorations de l’efficacité énergétique.
Il continue d’y avoir déséquilibre de répartition entre production et consommation d’énergie. L’offre d’énergie se concentre dans quelques pays et les régions à forte consommation demeurent dépendantes de telles sources d’approvisionnement. Malgré tout, en général, les marchés sont fiables et concurrentiels. Vendeurs et acheteurs reconnaissent les avantages économiques d’un marché élargi. Cependant, des incidents de nature géopolitique excitent toujours le marché de l’énergie.
La demande d’améliorations au chapitre de l’environnement se fait de plus en plus présente partout dans le monde. Les accords internationaux se négocient avec difficulté et lenteur, de sorte que les questions touchant l’environnement sont traitées en vase clos et que les structures institutionnelles qui se penchent à la fois sur les problèmes environnementaux, sociaux et économiques sont peu nombreuses. Le recul des émissions atmosphériques est en grande partie le résultat d’améliorations à l’égard de la rotation des stocks et de l’efficacité énergétique ne portant pas ombrage au commerce.
Conséquences au Canada
Dans cette perspective, les grandes influences à l’échelle de la planète ont des conséquences au Canada. Ainsi, en Maintien des tendances, la croissance de la demande canadienne continue d’être forte et les perspectives sont bonnes en matière de production d’énergie.
Perspectives macroéconomiques
En Maintien des tendances, la croissance démographique ralentit pour s’établir à 0,7 % par année (tableau 4.1). De pair avec le départ à la retraite des baby-boomers, cette situation occasionne une progression plus lente de la main-d’oeuvre. Pendant la période à l’étude, la progression en question se situe en moyenne à 0,8 % par année. La productivité mesurée en termes de production par employé augmente de 1,5 % par année au cours des 25 prochaines années. Réunis, ces deux facteurs sont à l’origine d’une hausse moyenne du PIB canadien de 2,5 % par année (figure 4.1). Ce pourcentage est quelque peu inférieur à la croissance historique du fait que l’accroissement de la productivité ne permet pas tout à fait de faire contrepoids au ralentissement de la progression de la main-d’oeuvre. Pour atteindre un taux de croissance économique plus élevé ou pour simplement maintenir les taux actuels, il faudrait des améliorations beaucoup plus fortes de la productivité ou un accroissement de l’immigration.
Tableau 4.1
Variables macroéconomiques clés - Maintien des tendances 2004-2030
| 1990-2004 | 2004-2030 | |
|---|---|---|
| Population | 1,0 | 0,7 |
| Main-d’oeuvre | 1,3 | 0,8 |
| Productivité | 1,4 | 1,5 |
| Produit intérieur brut | 2,8 | 2,5 |
| Biens | 2,5 | 2,7 |
| Services | 3,0 | 2,4 |
| Revenu disponible des particuliers | 3,6 | 4,2 |
| Taux de change (en $US/$CAN) - moyenne | 74,0 | 101,0 |
| Taux d’inflation (en %) - moyenne | 2,3 | 1,7 |
| (Taux de croissance annuelle moyen [en % par année], à moins d’indication contraire.) | ||
Figure 4.1
Taux de croissance réels du PIB - Maintien des tendances 2004-2030
La structure de l’économie canadienne demeure assez stable. Jusqu’en 2030, le secteur des biens continue de représenter un tiers du PIB, le reste revenant aux services.
La répartition de la croissance économique entre les différentes régions au Canada ne varie pas elle non plus, alors que l’Ontario, l’Alberta, la Colombie-Britannique et les territoires en sont les principaux moteurs.
Prix de l’énergie
Prix du pétrole brut
Les prix élevés récemment atteints par le pétrole brut invitent les consommateurs à réduire leur demande d’énergie et sont à l’origine d’une offre supplémentaire, ce qui a un effet modérateur sur ces mêmes prix. Le scénario de référence suppose que les prix du pétrole brut régresseront et se stabiliseront autour de 50 $US/baril jusqu’à la fin de la période à l’étude. Le Maintien des tendances fait sienne cette hypothèse et ce, jusqu’en 2030 (figure 4.2).
Figure 4.2
Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma - Maintien des tendances
Prix du gaz naturel
En Maintien des tendances, le rapport historique entre les prix du pétrole et du gaz naturel est maintenu. Par conséquent, pendant la plus grande partie de la période visée, les prix du gaz naturel se situent à 6,65 $US/GJ (7,00 $US/MBTU)
(figure 4.3).
Figure 4.3
Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane - Maintien des tendances
Prix de l’électricité
Pour le Maintien des tendances, les prix continuent de monter compte tenu du besoin de nouveaux actifs afin de répondre aux exigences découlant de la croissance (p. ex., centrales alimentées au gaz, hydroélectricité, éolien et biomasse) ainsi que de la nécessité de remplacer des installations vieillissantes (p. ex., centrales nucléaires en Ontario)[46].
[46] Les prix selon les régions sont présentés à l’annexe 5.
Prix du charbon
Après avoir profité de la hausse des prix du pétrole et du gaz ces dernières années, les prix du charbon devraient graduellement régresser à court terme en raison des pressions concurrentielles ainsi que des progrès continus de la productivité dans les secteurs de l’exploitation minière et du transport par rail. Cependant, comme les coûts grimpent pour la mise en valeur de nouvelles ressources, les prix augmentent petit à petit par la suite.
Demande d’énergie
En Maintien des tendances, les hypothèses avancées dans le scénario de référence s’appliquent jusqu’en 2030.
Tendances de la demande totale d’énergie secondaire
Selon le Maintien des tendances, la demande totale d’énergie secondaire au Canada croît suivant un rythme de 1,0 % par année pendant la période de 2015 à 2030 (figure 4.4). La croissance moins rapide de la demande par rapport au scénario de référence est surtout attribuable à un ralentissement de la croissance économique au cours des dernières années de la période visée en Maintien des tendances. Les améliorations au chapitre de l’intensité énergétique pour l’ensemble du pays sont de 1,1 % par année pendant toute la période à l’étude.
Figure 4.4
Demande canadienne totale d’énergie secondaire selon le combustible - Maintien des tendances
(Dans « Autres » sont compris le charbon, la coke, le gaz de cokerie et la vapeur.)
En 2030, les trois principaux consommateurs d’énergie sont l’Ontario, l’Alberta et le Québec. L’Ontario compte pour 31 % de la demande totale d’énergie secondaire au Canada, l’Alberta pour 30 % et le Québec pour 18 %. Les hypothèses relatives à la population provinciale, au revenu disponible des particuliers et à l’économie, telles qu’elles sont décrites dans la section sur les perspectives macroéconomiques de ce chapitre, ont toutes une influence sur la demande d’énergie des provinces. Les taux de croissance de la demande totale d’énergie secondaire varient selon la province. L’Alberta, l’Ontario et les territoires présentent des taux plus élevés que la moyenne canadienne.
Poursuivant sur la lancée établie dans le cadre du scénario de référence, parmi l’ensemble des combustibles utilisés, la quote-part du pétrole continue de s’accroître (figure 4.4). Cette hausse est surtout attribuable à l’intensification rapide des activités dans les sables bitumineux de l’Ouest canadien, où des sous-produits du pétrole constituent une source de combustible sur place. La demande de gaz naturel et d’électricité continue elle aussi de croître pendant la période à l’étude, mais à un rythme différent que pour le pétrole. Par ailleurs, la hausse des prix de l’électricité a un effet quelque peu modérateur sur la croissance de sa demande. De la même façon, la valeur absolue de la demande d’énergie provenant de biocarburants et de sources émergentes augmente, mais sa quote-part régresse et passe de 6 % en 2004 à 5 % en 2030.
Figure 4.5
Intensité de la demande canadienne totale d’énergie secondaire - Maintien des tendances
Programmes de gestion de la demande
Les programmes de gestion de la demande comprennent ceux de gestion de la consommation (GC), plus spécifiquement de conservation d’énergie et d’efficacité énergétique, et ceux de réaction de la demande. La GC se rapporte à une réduction soutenable de la charge à long terme. Les notions de GC existent depuis des dizaines d’années. Généralement, les programmes antérieurs étaient peu axés sur la technologie. Il s’agissait plutôt, par exemple, de baisser le thermostat, et des campagnes d’information financées par l’État visaient à convaincre le public de leur bien fondé. Les nouvelles technologies, surtout dans les domaines de l’automatisation et des commandes, sont déjà déterminantes en ce qui concerne les possibilités de futurs programmes de GC. Nombreuses sont les maisons neuves « intelligentes » qui permettent la gestion par ordinateur des systèmes d’éclairage, de sécurité, de chauffage et de refroidissement ainsi que des gros appareils électroménagers. Il est possible d’optimiser l’énergie utilisée en fonction des besoins. Une simple barre d’alimentation de 120 V permet désormais, dans les résidences, d’interrompre automatiquement toutes les charges inactives depuis plus d’une heure.
La réaction de la demande, connue aussi sous les noms de délestage des charges ou de déplacement de la charge, est souhaitable dans un marché où l’offre est restreinte, alors qu’une réduction occasionnelle de la charge est préférable à l’ajout de nouvelles sources de production. Des programmes en ce sens sont mis à la disposition des gros consommateurs d’électricité, normalement dans le secteur industriel, lesquels ont ainsi la possibilité de temporairement utiliser moins d’électricité. Ces programmes offrent aux clients des encouragements financiers pour retourner, sur le réseau, de l’électricité déjà engagée. En raison de la relative inélasticité du marché de l’électricité, les coûts de charge pendant les périodes de pointe peuvent être jusqu’à dix fois plus élevés que les prix de base. La diminution des charges pendant ces périodes augmente la fiabilité du réseau et l’efficacité du marché.
Demande d’énergie secondaire dans le secteur résidentiel
La demande d’énergie secondaire dans le secteur résidentiel au Canada croîtra de 1,0 % par année pendant la période de 2004 à 2030 (figure 4.6). La hausse du revenu disponible des particuliers favorise le maintien des tendances en matière de biens de consommation et de services. L’efficacité énergétique ne peut tout simplement pas contrer l’effet revenu. Toutefois, pendant la dernière tranche du scénario prospectif de Maintien des tendances, la demande d’énergie ralentit à 0,5 % par année en raison de la décélération de la croissance démographique et d’une plus faible augmentation des revenus. Les quotes-parts des combustibles varient selon la province et suivent les mêmes orientations que dans le scénario de référence.
Figure 4.6
Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire selon le combustible - Maintien des tendances
Demande d’énergie secondaire dans le secteur commercial
La demande d’énergie secondaire dans le secteur commercial au Canada croîtra à un taux moyen de 1,4 % par année pendant toute la période de 2004 à 2030 (figure 4.7). La population constitue un des principaux moteurs de croissance dans le secteur des services, lequel est déterminant pour ce qui est de la demande commerciale d’énergie. L’hypothèse d’une population en décélération mène à des attentes de croissance inférieures dans le secteur des services. Cette hypothèse, alliée à la hausse des prix de l’électricité et aux retards accumulés en matière d’efficacité énergétique dans les immeubles commerciaux (surtout par rapport aux systèmes d’éclairage et à la remise en service), fait que le rythme de progression est inférieur au taux de croissance historique de la demande énergétique.
Figure 4.7
Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire selon le combustible - Maintien des tendances
Les quotes-parts des différents combustibles dans le contexte de la demande au Canada pendant les années 2004 à 2030 montrent un certain degré de commutation à la faveur du pétrole et au détriment du gaz naturel et de l’électricité, même si des problèmes de répartition des données du secteur commercial pourraient être à l’origine de distorsion.
Demande d’énergie secondaire dans le secteur industriel
La croissance de l’économie dans le secteur de la production des biens et un profil favorable à l’égard de la production de sables bitumineux motivent une croissance de la demande d’énergie secondaire dans le secteur industriel au Canada de 1,1 % par année pendant la période de 2004 à 2030. Tel qu’il est illustré à la figure 4.8, la progression de la demande d’énergie est plus lente vers la fin de la période visée par le scénario prospectif. Cela est attribuable à un ralentissement de la croissance économique et à une modération des activités touchant les sables bitumineux.
Figure 4.8
Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire selon le combustible - Maintien des tendances
(Dans « Autres » sont compris le charbon, la coke, le gaz de cokerie, la vapeur et le naphte.)
En 2030, les provinces qui consomment le plus d’énergie dans le secteur industriel sont l’Alberta, avec 43 % de la demande canadienne, l’Ontario avec 26 % et le Québec avec 16 %.
Demande d’énergie dans le secteur des transports
La demande d’énergie dans le secteur des transports au Canada progresse de 1,3 % par année entre 2004 et 2030, mais de 1,1 % par année pendant la période de 2015 à 2030 (figure 4.9). Les prix plus élevés des matières premières, des taux de croissance économique légèrement plus faibles et les améliorations en matière d’efficacité font que, plus tard, la demande d’énergie est moindre dans le secteur des transports. La part des énergies renouvelables augmente, et de presque nulle qu’elle était, elle passe à 1 % d’ici 2030 en raison des politiques attendues sur l’éthanol en Ontario et en Saskatchewan[47]. La quote-part des véhicules de chantier demeure importante à 16 % pendant toute la période des prévisions compte tenu d’une activité robuste dans les sables bitumineux, l’agriculture et l’industrie de la construction.
[47] En Ontario, l’hypothèse posée est celle que l’éthanol représentera 5 % du volume (3,4 % de l’énergie) par rapport à toute l’essence consommée dans la province en 2007. En Saskatchewan, l’hypothèse avancée veut que l’éthanol représente 7,5 % du volume (5,1 % de l’énergie) par rapport à toute l’essence consommée dans la province en 2007.
Figure 4.9
Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le combustible - Maintien des tendances
(Dans « Autres » sont compris l’électricité, les GPL, les lubrifiants et le gaz naturel.)
Figure 4.10
Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le mode - Maintien des tendances
Approvisionnement en pétrole
Pétrole brut et équivalents
L’extrapolation des tendances existantes, alliée à des prix du pétrole raisonnablement attrayants, fait en sorte qu’en Maintien des tendances, les déclins historiques se poursuivent pour ce qui est de la production de pétrole brut classique dans le BSOC et de la production extracôtière dans l’Est du Canada. Les niveaux de production des sables bitumineux continuent de s’accentuer.
Ressources en pétrole brut et en bitume
Les ressources en pétrole brut et en bitume au Canada sont les mêmes dans le scénario de référence et les trois scénarios prospectifs[48].
[48] Ces ressources sont présentées en détail au chapitre 3 et à l’annexe 3.
Production totale de pétrole au Canada
Selon le scénario prospectif de Maintien des tendances, la production progresse de quelque 2,0 % par année jusqu’en 2015, compte tenu d’une exploitation accrue des sables bitumineux à ciel ouvert et par récupération in situ, ainsi que de l’activité en mer sur la côte Est (figure 4.11). Par la suite, un déclin graduel, jusqu’à ce que la progression annuelle se limite à 0,7 %, mène à une production de 740 000 m³/j (4,66 Mb/j) en 2030. La production tirée des sables bitumineux joue un rôle toujours plus dominant et compte pour 90 % de la production pétrolière canadienne totale en 2030.
Figure 4.11
Production totale de pétrole au Canada - Maintien des tendances
Pétrole brut classique - BSOC
Des prix du pétrole raisonnablement attrayants permettent des ajouts importants aux réserves, en raison de nouvelles découvertes, de forages intercalaires et de techniques de récupération assistée, lesquels ajouts suffisent à peine à ne pas accentuer les tendances de déclin à long terme indiquées pour la production.
Pour le pétrole brut léger classique, la tendance d’un déclin de 5 % par année persiste à long terme et rend compte d’un bassin d’approvisionnement rendu à maturité.
L’Alberta et la Saskatchewan sont les principales sources de pétrole brut lourd classique, auxquelles se greffe un apport mineur de la Colombie-Britannique. Comme c’est le cas pour le pétrole léger, la tendance d’un déclin de 3,5 % par année persiste à long terme pour le pétrole lourd et rend elle aussi compte d’un bassin d’approvisionnement à maturité.
En Maintien des tendances, en 2030, la production de pétrole léger classique finit par s’établir à 23 700 m³/j (149 kb/j) tandis que celle de pétrole lourd classique a alors décliné jusqu’à 38 300 m³/j (241 kb/j) (figure 4.12). Toujours en 2030, la production classique du BSOC ne compte plus que pour 37 % de ce qu’elle était en 2005. Les niveaux de production de condensat reculent pour leur part jusqu’à 9 500 m³/j (60 kb/j).
Figure 4.12
Production de pétrole classique dans le BSOC - Maintien des tendances
Production de brut léger dans l’Est du Canada
Les projections de production pétrolière pour l’Est du Canada sont dominées par les gisements extracôtiers, la production prévue pour l’Ontario étant d’importance mineure.
Comme pour le scénario de référence, en Maintien des tendances, Hebron entre en production en 2013, les gisements satellites de moindre envergure dans le bassin Jeanne-d’Arc sont mis à contribution, et un gisement de 80 Mm³ (500 millions de barils), découvert dans des régions de la côte Est qui étaient jusque-là demeurées relativement inexplorées, commence à être exploité en 2015 (figure 4.13). La production atteint un sommet de 69 600 m³/j (438 kb/j) en 2016; après quoi, elle commence à régresser rapidement pour s’établir à 10 300 m³/j (65 kb/j) en 2030.
Figure 4.13
Production de brut léger dans l’Est du Canada - Maintien des tendances
Offre de sables bitumineux
Dans le scénario prospectif de Maintien des tendances, les projections pour la production tirée des sables bitumineux constituent en définitive une extrapolation des tendances présentées dans le scénario de référence. L’hypothèse posée est que les pressions sur les coûts se font moindres avec le temps comparativement à la situation actuelle. La capacité supplémentaire ajoutée au fil des ans diminue compte tenu du fait que la croissance se rapproche de ses limites, conformément aux courbes de progression types pour les ressources en hydrocarbures.
Ces projections valent pour l’offre de sables bitumineux valorisés et non valorisés, qu’ils soient produits par extraction à ciel ouvert ou par récupération in situ, ou qu’ils proviennent de sources de bitume primaires (figure 4.14). Les niveaux de « production à froid », c’est-à-dire attribuables à des sources primaires, augmentent à un taux annuel de 1 % dans tous les scénarios.
Figure 4.14
Production tirée des sables bitumineux au Canada - Maintien des tendances
Les gisements de sables bitumineux saskatchewanais devraient entrer en production en 2017 et atteindre un niveau de 10 100 m³/j (64 kb/j) d’ici 2030.
En Maintien des tendances, les hypothèses relatives à l’écart de prix entre le pétrole léger et le pétrole lourd sont à l’origine de flux de trésorerie suffisants pour une augmentation des niveaux de production de la part des exploitants, ces niveaux atteignant 658 000 m³/j (4,15 Mb/j) d’ici 2030, répartis entre bitume valorisé d’un volume de 423 000 m³/j (2,67 Mb/j) et bitume non valorisé d’un volume de 235 000 m³/j (1,48 Mb/j).
Pour ce qui est des besoins en gaz naturel dans le contexte de l’exploitation des sables bitumineux, les tendances établies dans le scénario de référence sont prolongées jusqu’en 2030. Ainsi, l’hypothèse d’une amélioration annuelle de 1 % de l’efficacité énergétique pour les activités en cours est maintenue alors que la gazéification du bitume et d’autres technologies comme THAITM, RASM et VAPEX continuent d’être de plus en plus privilégiées.
Combustibles de remplacement pour les sables bitumineux
La récupération et la valorisation du bitume sont des activités très énergivores. Le gaz naturel, fiable, propre et historiquement peu coûteux, est devenu la principale source d’énergie pour l’extraction de bitume, la production d’électricité et l’obtention de l’hydrogène requis à des fins de valorisation. Cependant, par suite du resserrement du marché nord-américain de ce gaz, les prix ont commencé à monter et à être plus volatils. Les exploitants des sables bitumineux cherchent des façons d’être moins exposés à l’endroit du gaz naturel, et plusieurs solutions de rechange en cours d’étude pourraient bien aboutir.
Un certain nombre de projets de gazéification des résidus de bitume sous diverses formes sont envisagés pour la production d’hydrogène à des fins de valorisation, et aussi pour la production d’un gaz synthétique qui servira à l’extraction thermique ainsi qu’à la production d’électricité. Le projet de DGMV avec usine de valorisation à Long Lake, exploité par OPTI Canada et Nexen Inc., sera le premier au Canada, dans la région des sables bitumineux, à avoir recours à la gazéification du bitume, tandis que Suncor Energy Inc. étudie la possibilité de gazéifier de la coke de pétrole pour son usine de valorisation Voyageur 2 en 2012. North West Upgrading prévoit l’érection d’une usine de valorisation indépendante utilisant la lie d’hydrocraquage afin de produire de l’hydrogène et du combustible synthétique. Quadrise Canada a mis au point un processus de résidu atomisé superfin multiphase (RASM) qui permet de produire un combustible découlant de la combustion d’une émulsion bitume/eau. Ce processus a fait l’objet d’essais dans le cadre du projet de DGMV de Total à Joslyn et offre l’avantage de procurer un combustible à moindre coût que le gaz naturel.
Petrobank Inc. a effectué des essais pilotes du processus de combustion in situ THAITM (par injection d’air verticale puis horizontale) à son projet de Whitesands. Puisque l’énergie requise est en majeure partie dérivée du gisement, la consommation de gaz naturel est grandement réduite.
De manière à accroître la récupération et à améliorer l’efficacité des processus, donc à réduire la consommation de gaz naturel, l’ajout de solvant à la vapeur injectée, tant dans les projets de stimulation cyclique par la vapeur (SCV) que de DGMV, a fait l’objet d’essais, notamment par la Compagnie pétrolière impériale et EnCana. Les processus d’extraction par injection de vapeur de solvant à froid font l’objet de plusieurs projets pilotes. Un consortium industriel nommé GeoPower in the Oil Sands (GeoPOS) a été constitué pour étudier la faisabilité économique et technique du recours à l’énergie géothermique à des fins de production dans les sables bitumineux. La géothermie pourrait éventuellement devenir une source d’énergie constante, prévisible et à prix stable à l’origine d’émissions de GES presque nulles et ne rejetant pratiquement aucune matière polluante dans l’atmosphère.
Il a été proposé d’avoir recours à l’énergie nucléaire dans les sables bitumineux, laquelle énergie, tout comme la géothermie, a l’avantage d’être constante et fiable tout en produisant peu d’émissions de GES. Toutefois, les coûts en capital initiaux élevés, des questions de sécurité et les préoccupations du grand public quant à l’élimination sans danger des déchets radioactifs pourraient repousser à plus tard l’adoption de cette technologie.
Un complément d’information sur les besoins en gaz naturel dans la région des sables bitumineux peut être obtenu sur plusieurs sites Web de l’industrie et du gouvernement :
Association canadienne des producteurs pétroliers; Energy Resources Conservation Board; Quadrise Canada Corporation; Petrobank and Bruce Power Alberta [anglais seulement].
Pour le Maintien des tendances, l’incidence de la poursuite des améliorations au chapitre de l’efficacité et le recours à des combustibles de remplacement permettent de réduire l’intensité du gaz naturel acheté, qui, de 0,67 kpi³/j qu’elle était en 2005, s’établit à 0,47 kpi³/j en 2030. Au total, le gaz naturel devant être acheté, exception faite du gaz visant à répondre aux besoins d’électricité sur place, atteint 53,8 Mm³/j (1,9 Gpi³/j) en 2030.
Bilans de l’offre et de la demande
Pour la période de 2000 à 2015, les bilans de l’offre et de la demande en Maintien des tendances sont identiques à ceux présentés dans le scénario de référence. Par la suite, la demande de produits pétroliers augmente et passe de 392 400 m³/j (2,47 Mb/j) en 2015 à 486 300 m³/j (3,06 Mb/j) en 2030.
Pétrole brut léger - Bilan de l’offre et de la demande
Les exportations de pétrole brut léger demeurent relativement constantes, passant de 258 300 m³/j (1,63 Mb/j) en 2015 à 266 900 m³/j (1,68 Mb/j) en 2030 (figure 4.15).
Figure 4.15
Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger - Maintien des tendances
Pétrole brut lourd - Bilan de l’offre et de la demande
Les exportations de pétrole brut lourd augmentent davantage et passent de 178 900 m³/j (1,1 Mb/j) en 2015 à 233 900 m³/j (1,47 Mb/j) en 2030 (figure 4.16).
Figure 4.16
Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd - Maintien des tendances
Approvisionnement en gaz naturel
Ressources disponibles de gaz naturel au Canada
Les estimations présentées dans le scénario de référence au sujet des ressources disponibles de gaz naturel au Canada sont reprises en Maintien des tendances. L’extraction relativement plus importante de gaz naturel classique pendant la période de 2005 à 2015 fait que les ressources disponibles restantes dans l’Ouest canadien au début de 2016 laissent une place un peu moins grande qu’auparavant à ce gaz : 2 351 Gm³ de gaz classique comparativement à des ressources restantes non classiques de 1 501 billions de mètres cubes (83 Tpi³ de gaz classique contre des ressources restantes non classiques de 53 Tpi³). D’ici la fin de 2015, à partir des réserves classiques qui s’élevaient à l’origine à 1 416 Gm³ (50 Tpi³), une quantité de gaz équivalant à environ 765 Gm³ (27 Tpi³) aura été consommée, et un volume supplémentaire de 425 Gm³ (15 Tpi³) le sera entre 2016 et 2030.
Production et importations de GNL
Comparativement à une production annuelle en 2005 de presque 484 Mm³/j (17,1 Gpi³/j), le volume de gaz naturel produit au Canada devrait diminuer de presque 40 % pour s’établir à 297 Mm³/j (10,5 Gpi³/j) à la fin de 2030, tel qu’il est illustré à la figure 4.17. Ce recul tient compte de travaux de forage constants d’environ 18 000 puits de gaz naturel par année et de réductions continues de la productivité initiale de ces puits. Après 2015, le gaz classique du BSOC représente à peine 60 % de la production, la tranche non classique représentant pour sa part 22 % de l’ensemble (comparativement à des pourcentages respectifs de 79 % et de 12 % pour la période de 2005 à 2015). En supposant l’absence de toute nouvelle découverte d’envergure, la production gazière extracôtière en Nouvelle-Écosse (île de Sable et Deep Panuke[49]) disparaîtrait probablement d’ici 2020.
[49] Le projet de Deep Panuke est assujetti à l’obtention des approbations réglementaires requises et à la prise d’une décision commerciale d’aller de l’avant.
Figure 4.17
Perspectives de production de gaz naturel - Maintien des tendances
En 2017, l’hypothèse avancée est que, compte tenu d’une production pétrolière suffisante à partir des projets des Grands bancs de Terre-Neuve, le gaz associé qui était auparavant conservé afin de maintenir la pression dans le gisement devient disponible sur le marché. Il est prévu que les volumes de production atteignent 28 Mm³/j (1,0 Gpi³/j) et qu’ils soient à l’origine d’une production totale de presque 99 Gm³ (3,5 Tpi³) d’ici 2030. Ce gaz pourrait notamment être livré aux marchés régionaux au moyen de bateaux-citernes de gaz naturel comprimé (GNC), ou encore après concrétisation d’un projet de GNL ou d’un pipeline sous-marin.
Sous réserve de l’obtention des approbations réglementaires requises et de la prise d’une décision commerciale d’aller de l’avant, un gazoduc dans la vallée du Mackenzie devrait permettre de livrer 34 Mm³/j (1,2 Gpi³/j) jusqu’en 2025, année où la production augmenterait pour atteindre 54 Mm³/j (1,9 Gpi³/j). La production au-delà de 23 Mm³/j (0,8 Gpi³/j) est celle tirée de sources à l’extérieur des trois gisements phares découverts dans les années 1970, et elle pourrait notamment provenir de projets extracôtiers en mer de Beaufort.
En 2030, les importations moyennes de GNL s’élèvent à 81 Mm³/j (2,9 Gpi³/j), ou l’équivalent de quelque 27 % de la production intérieure canadienne de gaz naturel. De telles importations doivent passer par un nombre estimatif de cinq terminaux méthaniers, dont la capacité individuelle se situe entre 14 et 28 Mm³/j (entre 0,5 et 1,0 Gpi³/j).
Bilan de l’offre et de la demande
Après 2015, la croissance de la demande gazière pour l’exploitation des sables bitumineux ralentit en raison de l’adoption de combustibles et de technologies de remplacement par les projets les plus récents. Le recours au gaz naturel pour la production d’électricité continue de croître, mais à une vitesse un peu moindre vers la fin de la période visée par le scénario prospectif en raison de l’entrée en service de nouvelles centrales nucléaires ou faisant appel à des technologies d’épuration du charbon.
Figure 4.18
Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel - Maintien des tendances
En 2028, la consommation intérieure estimative au Canada équivaut au gaz canadien produit, ce qui met en péril la position du pays à titre d’exportateur gazier net, tel qu’il est illustré à la figure 4.18. Il est probable que les exportations et les importations physiques de gaz naturel entre les É.-U. et le Canada se poursuivront, selon les régions et la saison, en fonction des conditions des divers marchés. Les importations de GNL au Canada et aux É.-U. combleront le manque à produire dans les deux pays de manière à maintenir un équilibre commercial, ce qui permet d’intégrer au scénario prospectif des conditions de prix relativement stables.
Liquides de gaz naturel
Offre et consommation
En Maintien des tendances, il existe un surplus de propane et de butanes disponibles à des fins d’exportation pendant toute la période de projection[50].
[50] D’autres détails sur l’offre, la demande et le potentiel d’exportation de propane et de butanes sont présentés à l’annexe 3.
Bilans de l’offre et de la demande d’éthane
Selon le scénario de Maintien des tendances, le recul de l’offre d’éthane classique se poursuit jusqu’en 2030, ce qui est le reflet du déclin à long terme de la production de gaz naturel dans le BSOC (figure 4.19). De même, il est prévu que la demande de charge d’alimentation sous forme d’éthane croîtra à un rythme correspondant à celui avancé dans le scénario de référence, mais que celle à des fins de RAH sera moindre en Maintien des tendances du fait qu’il est probable que les projets d’injection de fluides miscibles auront pris fin d’ici 2015. Par ailleurs, les ajouts à l’offre d’éthane provenant d’une plus grande capacité des usines de chevauchement, des dégagements gazeux des sables bitumineux et de la mise en valeur dans le delta du Mackenzie devraient jouer un plus grand rôle lorsqu’il s’agit d’arrondir l’offre tirée du gaz classique à plus long terme. En particulier, les ajouts à l’offre d’éthane provenant de sources non classiques devraient constituer environ 64 % de l’offre d’éthane totale d’ici 2030, avec quelque 5 000 m³/j (31 kb/j) à partir du gaz du delta du Mackenzie (en supposant que le flux gazeux soit constitué de plus ou moins 4 % d’éthane et que le projet aille de l’avant) et autour de 14 600 m³/j (92 kb/j) dérivant de l’amélioration des installations de coupes lourdes et des dégagements gazeux des sables bitumineux. Cependant, même avec ces ajouts, la demande des usines d’éthylène en Alberta surpassera l’offre d’ici 2025, le manque à combler passant à environ 13 700 m³/j (86 kb/j) d’ici 2030.
Figure 4.19
Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien - Maintien des tendances
Approvisionnement en électricité
Capacité et production
En Maintien des tendances, la croissance de la demande favorise la mise en valeur des sources de production habituelles et d’autres visant à remplacer des sources classiques. Toutefois, les ajouts à la capacité de production ralentissent par rapport à la croissance relativement rapide prévue dans le scénario de référence. Entre 2005 et 2030, la capacité de production augmentera de 34 %, la tranche de 2016 à 2030 représentant 12 % de cette augmentation, ou 19 600 MW (figure 4.20). Pour la seconde moitié de la période de prévision, la croissance de la production s’établit en moyenne à 1 % par année (figure 4.21).
Figure 4.20
Capacité de production au Canada - Maintien des tendances
Figure 4.21
Production au Canada - Maintien des tendances
Centrales hydroélectriques
La production hydroélectrique continuera de jouer un rôle de premier plan lorsqu’il s’agit de répondre à la demande d’électricité au Canada, sa quote-part à cet égard passant de 65 % en 2016 à 68 % en 2030, ce qui représente des ajouts de 4 400 MW pendant cette même période pour un total de 12 000 MW de nouvelle énergie hydroélectrique ajoutée entre 2005 et 2030.
Entre 2016 et 2030, plusieurs centrales hydroélectriques seront construites, dont celle du site C à Peace River (900 MW) en Colombie-Britannique, et celles de Conawapa (1 380 MW) et de Gull/Keeyask (600 MW) au Manitoba, sans oublier de nouvelles installations d’une capacité totale de 1 125 MW au Québec.
Centrales nucléaires
Pour le Maintien des tendances, le nucléaire prend de l’expansion en Ontario et au Nouveau-Brunswick. En Ontario, un RCA de 1 000 MW est ajouté en 2016 afin de remplacer des centrales au charbon mises au rancart, et deux réacteurs de 1 000 MW, un en 2028 et un autre en 2030, sont mis en service lorsque ceux de la station A de Pickering en sont retirés. Au Nouveau-Brunswick, un nouveau RCA de 1 000 MW est ajouté en 2024 afin de remplacer des centrales avec turbines à vapeur alimentées à l’Orimulsion et au pétrole alors mises au rancart.
Centrales alimentées au gaz naturel
Les investissements dans les centrales alimentées au gaz ralentissent, comparativement à ce qui était le cas dans le scénario de référence, compte tenu d’une baisse de la demande. La production par cycle combiné permet d’ajouter 790 MW d’électricité. Des installations de cogénération et à turbines à combustion d’une capacité de 910 MW sont construites, alors qu’il y a diminution de 2 000 MW de la production tirée de turbines à vapeur. À compter de 2016, la quote-part de l’électricité produite par les centrales alimentées au gaz naturel demeure constante, ce qui signifie que le gaz restera une composante importante pour répondre à la demande, mais sans un plus grand recours à de telles centrales.
Centrales alimentées au charbon
La capacité totale de production des centrales au charbon devrait, pendant la période de prévision, augmenter de 331 MW. En Alberta, de nouvelles centrales de cogénération et de production par GICC aident à répondre aux besoins en matière de charge et à remplacer les centrales classiques au charbon pulvérisé qui sont mises au rancart. Cinq nouvelles centrales de GICC d’une capacité de 360 MW chacune sont ajoutées au cours de la dernière vingtaine d’années de la période à l’étude. Ces ajouts ne comblent pas la diminution découlant de la mise au rancart de centrales existantes, de sorte que la capacité totale de production des centrales au charbon en Alberta diminue de 517 MW. D’autres centrales de GICC alimentées au charbon d’une capacité de 360 MW sont aussi ajoutées au Nouveau-Brunswick, en Ontario, en Saskatchewan et en Nouvelle-Écosse, à raison d’une par province.
Centrales alimentées au pétrole
Pendant la période à l’étude dans le cadre du scénario prospectif de Maintien des tendances, la quote-part de la production des centrales alimentées au pétrole continue de diminuer. Les anciennes turbines à vapeur ne cessent d’être remplacées par de nouvelles centrales de production à cycle combiné alimentées au gaz naturel, et celles qui demeurent en place sont utilisées de moins en moins fréquemment. Les centrales abritant des turbines à combustion interne de diesel continuent de constituer la principale source d’énergie dans les territoires. En 2020, la production qui était tirée de turbines alimentées au pétrole mises au rancart à Terre-Neuve est remplacée au moyen d’une centrale de production par cycle combiné de 180 MW alimentée au gaz naturel.
Technologies émergentes
Le rythme de progression de l’éolien continue d’être rapide en Maintien des tendances, même s’il l’est moins que celui envisagé dans le scénario de référence, alors que la production éolienne accrue rend plus difficile son intégration au réseau. L’énergie éolienne double plus ou moins sa quote-part de la production totale, qui passe d’un peu plus de 9 % en 2016 à 20 % en 2030. Pendant cette même période, la capacité totale de l’énergie éolienne passe de 11 400 MW à 24 000 MW. Aussi, la production éolienne continue de croître, même si elle le fait à un rythme moins rapide. En 2030, l’éolien produira 57 000 GWh d’électricité alors que les prévisions pour 2016 sont de 29 600 GWh. Le taux de croissance des autres technologies émergentes de production d’électricité ralentit, mais dans l’ensemble, celles-ci progressent de 23 % ou 675 MW.
Exportations, importations et transferts interprovinciaux
Comparativement à celles de 2006, les exportations canadiennes nettes augmentent de 108 % et atteignent 37 600 GWh en 2030, en grande partie en raison de nouveaux aménagements hydroélectriques au Manitoba, en Colombie-Britannique et au Labrador. Un accroissement de 30 % des transferts interprovinciaux, qui atteignent 81 800 GWh en 2030, permet en outre aux provinces profitant d’importantes ressources hydrauliques d’acheter de l’électricité à faible coût en dehors des périodes de pointe et d’ainsi conserver l’eau dans les réservoirs de manière à pouvoir exporter leur électricité pendant les périodes de pointe (figure 4.22).
Figure 4.22
Transferts interprovinciaux et exportations nettes - Maintien des tendances
Charbon
Offre et demande
Malgré la croissance économique, la demande intérieure et les importations de charbon thermique sont moindres du fait de la fermeture éventuelle de toutes les centrales ontariennes ainsi alimentées. De plus, l’hypothèse avancée est que les nouvelles centrales au charbon font appel à des technologies perfectionnées. La production par GICC est utilisée, surtout après 2019 alors qu’elle remplace des centrales vieillissantes et qu’elle sert à la nouvelle production, à l’égard de la charge de base, dans les provinces de l’Ouest, en Ontario, en Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick.
C’est en Maintien des tendances que la production est la plus élevée en raison de la forte demande. Même si la production houillère décroît et passe de 68 Mt en 2005 à 62 Mt en 2030, cette dernière quantité est la plus élevée des trois scénarios prospectifs. Ceci est le résultat d’une plus forte demande métallurgique et thermique. Des prix du gaz naturel plus élevés que les prix historiques, des réserves gazières qui diminuent et la volatilité des prix du pétrole sont autant de facteurs économiques qui favorisent le charbon. Le remplacement des centrales vieillissantes alimentées au charbon, surtout dans l’Ouest canadien et dans certaines parties des Maritimes, permet de produire de façon fiable la capacité requise pour répondre aux besoins d’électricité.
La fermeture de centrales au charbon en Ontario mène à une diminution d’environ 16 % des importations canadiennes pour ce qui est du charbon thermique et de 4 % dans le cas du charbon métallurgique entre 2015 et 2030. Pendant cette même période, les exportations thermiques et métallurgiques canadiennes augmentent de 13 %, ce qui correspond au taux d’accroissement des échanges de houille entre les régions à des fins de production d’électricité, et ce qui est aussi attribuable à la forte demande américaine de charbon pour les aciéries.
C’est toujours en Maintien des tendances que les exportations de charbon thermique et métallurgique sont les plus élevées, augmentant dans les deux cas de 12 % entre 2005 et 2015. Cette augmentation est le résultat d’une production accrue de fer et d’acier dans le monde ainsi que d’un recours continu aux centrales alimentées au charbon. Les exportations de charbon thermique et métallurgique croissent encore de 12 % entre 2015 et 2030. Les importations thermiques augmentent quant à elles de 8 % comparativement aux chiffres de 2015 en raison des nouvelles centrales au charbon dans les Maritimes. La hausse de 22 % des importations de charbon métallurgique en Maintien des tendances est fonction d’une forte demande. Entre 2015 et 2030, c’est en Maintien des tendances que les exportations nettes sont les plus élevées, augmentant alors de 16 %.
Intégration de l’éolien : Perspectives et défis
Même si l’éolien présente un certain nombre d’avantages uniques, la nature intermittente du vent pose problème lorsqu’il s’agit d’intégrer de grandes quantités d’énergie éolienne aux réseaux d’électricité en place.
En raison de la variabilité des ressources éoliennes, cette forme d’énergie peut ne pas toujours être disponible à un endroit particulier. Cette variabilité peut avoir des répercussions directes sur la fiabilité du réseau électrique étant donné qu’il est impossible de compter sur le vent pour ce qui est de la charge de base requise. Donc, compte tenu de l’intermittence, il doit exister d’autres sources d’énergie pour les périodes sans vent.
Il existe un certain nombre de mesures pouvant atténuer les problèmes liés à l’intermittence du vent, notamment la dispersion géographique, les études prospectifles et la synergie avec les réseaux hydroélectriques.
Si des éoliennes parsèment une vaste étendue géographique, il est peu probable que les vents cessent de souffler partout en même temps. Cependant, les promoteurs de projets éoliens souhaitent plutôt concentrer les installations aux endroits où les vents moyens permettront de produire le maximum d’énergie. Des prévisions (quotidiennes ou horaires) de la vitesse des vents et de la production conséquente des éoliennes sont utiles puisqu’elles permettent aux exploitants des réseaux de mieux anticiper les changements.
Une synergie naturelle existe entre les éoliennes et l’hydroélectricité. Les centrales hydroélectriques peuvent rapidement modifier leur débit de manière à réagir aux changements dans la production éolienne. Cette dernière peut très bien servir de complément aux installations hydroélectriques, car l’énergie produite alors que les vents soufflent peut donner le temps de renflouer les niveaux d’eau aux barrages en vue de la production future.
La quantité d’énergie éolienne qu’un réseau d’électricité peut absorber est tributaire de la configuration de ce réseau. Selon des études techniques effectuées et l’expérience acquise en Europe ainsi qu’aux États-Unis, un réseau à prédominance thermique devrait être en mesure de fonctionner normalement avec jusqu’à 10 % de la capacité de production en place attribuable à des éoliennes, mais celles-ci pourraient permettre d’ajouter jusqu’à 20 % à la capacité d’un réseau principalement hydroélectrique. Avec des investissements supplémentaires dans le transport, les dispositifs de commande et la production d’énergie d’appoint, la capacité éolienne en place pourrait même être accrue d’un pourcentage pouvant atteindre 15 % dans le cas des réseaux à prédominance thermique et 30 % pour ce qui est des réseaux hydroélectriques.
S’il souhaite un complément d’information sur l’énergie éolienne, le lecteur est prié de consulter l’ÉMÉ publiée par l’Office en mars 2006 et intitulée Technologies émergentes en production d’électricité, laquelle se trouve sur le site Web de l’ONÉ au www.one-neb.gc.ca.
Cogénération
Une centrale de cogénération produit en même temps, à partir d’un ou de plusieurs combustibles, de l’énergie thermique et de l’énergie électrique, soit chaleur et électricité. Le fait qu’un procédé alimente l’autre permet de réaliser des gains substantiels en matière d’efficacité énergétique comparativement à la production indépendante de l’une ou l’autre de ces deux formes d’énergie. Les coûts de construction et d’exploitation d’une centrale de cogénération sont en outre comparables à ceux des centrales et chaudières classiques. Du fait qu’en général elles sont reliées au réseau provincial, les centrales de cogénération en accroissent également le degré de fiabilité. La répartition de plusieurs petites centrales un peu partout dans la province signifie de moins grands risques de pannes d’envergure à partir d’une centrale d’importance, et si une de ces centrales a un problème, le producteur peut alors s’approvisionner à même le réseau.
Si la cogénération n’est pas plus prévalente, c’est surtout du fait qu’elle vise des installations qui ont besoin à la fois d’électricité et d’énergie thermique. De plus, il doit exister un mécanisme permettant au propriétaire d’une telle centrale d’être compensé pour les avantages dont le réseau profite en raison de la présence de ces installations ou pour tout surplus d’électricité produit par la centrale.
Il existe un certain nombre de faits nouveaux intéressants dans le domaine de la cogénération. D’abord, un processus parfois appelé trigénération est mis au point. À l’heure actuelle employée par quelques consommateurs du secteur commercial comme des collèges ou des universités, la trigénération procure électricité, chaleur et refroidissement. Les climatiseurs classiques ont recours à une pompe mécanique, habituellement alimentée à l’électricité, pour diffuser l’air frais. La trigénération greffe une technologie connue sous le nom de refroidisseur à absorption à une centrale de cogénération normale. Un tel refroidisseur est en fait un système de réfrigération ou de climatisation alimenté par la chaleur résiduelle du générateur plutôt que fonctionnant à l’électricité. Outre le fait que c’est plus efficace, l’absence d’un générateur et d’un moteur réduit les coûts en capital. Ce processus permet aussi aux centrales de cogénération d’être plus rentables puisque la chaleur résiduelle peut ainsi être utilisée pendant les mois d’été. Avec l’arrivée des centrales de cogénération dans le secteur commercial, la trigénération se répandra à son tour.
Ensuite, les sociétés présentes dans la région des sables bitumineux commencent à chercher à faire appel au bitume plutôt qu’au gaz naturel comme combustible. À l’état brut, le bitume ne peut servir de combustible aux turbines présentes dans la plupart des centrales de cogénération de la région. L’idée consiste plutôt à le gazéifier afin de produire un gaz de synthèse, qui est un mélange de monoxyde de carbone (CO) et d’hydrogène (H2). Une partie de l’hydrogène sert à valoriser le bitume produit pour le transformer en un brut synthétique de plus grande valeur, tandis que le reste du gaz de synthèse est utilisé pour produire de la vapeur et de l’électricité visant à extraire davantage de bitume des sables bitumineux.
Enfin, les travaux de recherche se poursuivent afin de trouver des techniques qui pourraient permettre à la cogénération de se matérialiser sur le marché résidentiel. Les installations types de cogénération sont beaucoup trop imposantes pour utilisation dans un contexte résidentiel, mais de nouvelles technologies comme le moteur Stirling, les piles à combustible et la thermionique offrent toutes un certain potentiel en vue de la production de petits réacteurs fiables destinés au marché résidentiel. Pour le détail de ces différentes possibilités, le lecteur est prié de consulter l’ÉMÉ de mars 2006 intitulée Technologies émergentes en production d’électricité au www.one-neb.gc.ca.
Émissions de gaz à effet de serre
En Maintien des tendances, les émissions canadiennes totales de GES augmentent suivant un rythme de 1,5 % par année pendant la période de 2004 à 2015 et de 0,9 % par année par la suite jusqu’en 2030 (figure 4.23). Ces pourcentages sont inférieurs au taux de croissance historique de 1,7 % entre 1990 et 2004, en grande partie en raison d’un taux de croissance inférieur du PIB, de la hausse des prix des produits de base, des améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique, de la plus grande place occupée par les sources d’énergie de remplacement (p. ex., éthanol et éolien) et de la mise au rancart de vieilles centrales alimentées au moyen de combustibles fossiles.
Figure 4.23
Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur - Maintien des tendances
Les quotes-parts et taux de croissance des GES varient selon la province. Les trois principaux émetteurs de GES en 2030 sont l’Alberta, l’Ontario et le Québec. En 2004, l’Alberta comptait pour 31 % des émissions canadiennes totales de GES, et ce pourcentage passe à 34 % en 2030. La part de l’Ontario demeure de 27 % tandis que celle du Québec augmente pour atteindre 15 % alors qu’elle était de 13 %.
Les niveaux de gaz à effet de serre augmentent au Canada, mais l’intensité des émissions de GES diminue au pays pendant la période à l’étude (figure 4.24). En Maintien des tendances, l’intensité des GES diminue de 1,3 % par année, ce qui est un peu plus rapide que le taux historique de 1,1 %. Cette situation est attribuable aux améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique et à une utilisation accrue des combustibles émergents.
Figure 4.24
Intensité totale des GES au Canada - Maintien des tendances
Enjeux du Maintien des tendances et implications
- Une forte croissance de la demande d’énergie et l’évolution des profils de l’offre exigeront des investissements dans de nouvelles infrastructures. De telles infrastructures doivent d’abord être acceptées par le grand public.
- Les sables bitumineux devraient compter pour plus de 85 % de l’offre totale de pétrole au Canada d’ici 2030, ce qui nécessitera une capacité pipelinière à la hauteur et la création de marchés supplémentaires.
- Le déclin de la production de gaz naturel classique et la croissance de la demande gazière pour l’exploitation des sables bitumineux dans l’Ouest canadien compriment graduellement les volumes des réserves existantes de gaz dans l’Ouest. Les voies d’acheminement du gaz depuis l’Ouest du Canada se rajusteront probablement en conséquence.
- En outre, les voies empruntées et l’utilisation des infrastructures de transport seront modifiées partout en Amérique du Nord compte tenu des importations de GNL débarquant sur les côtes et des déplacements de la production entre les régions. La part croissante des importations de GNL tissera des liens de plus en plus étroits entre les marchés gaziers nord-américains et ceux du reste du monde. À l’heure actuelle, les approvisionnements en GNL sont précaires, mais des mises en chantier ont eu lieu ou des travaux sont prévus en vue d’importants ajouts à la capacité.
- Des travaux substantiels visant les lignes de transport s’imposeront.
- Le rôle du Canada en qualité d’exportateur net de gaz changera graduellement en celui d’importateur net d’ici la fin de la période visée. Cela pourrait avoir des répercussions sur la balance commerciale, même si la hausse des exportations de pétrole brut devrait faire contrepoids.
- Les risques et incertitudes clés dans le contexte des perspectives du scénario prospectif de Maintien des tendances comprennent ce qui suit.
- Il est prévu qu’en Saskatchewan, les sables bitumineux commenceront à produire en 2017. Même si les premiers travaux d’exploration sont prometteurs, aucune réserve officielle n’a encore été publiée, de sorte que cette hypothèse demeure hautement spéculative.
- Les politiques visant la gestion de la consommation ne sont pas aussi étendues dans ce scénario prospectif que dans les autres. Les politiques et les programmes qui sont déjà en place sont maintenus jusqu’à la fin de la période visée par le scénario. Celui-ci ne tient pas compte des programmes envisagés ou en cours d’élaboration. Une plus grande sensibilisation des consommateurs et un soutien à l’endroit des questions environnementales rendent plus probable l’adoption de nouveaux programmes de ce genre, ce qui pourrait remettre en cause l’évolution de la situation prévue en Maintien des tendances.
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