Résultats

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

Les principales variables économiques figurent au tableau 3[8]. À cet égard, le scénario de référence établit à environ 1,7 % la croissance annuelle moyenne pendant toute la période de projection. La croissance économique projetée au cours de la période est plus faible que lors de la période historique de 1990 à 2017, et ce, pour diverses raisons, dont le vieillissement de la population et le ralentissement de la croissance économique à l’échelle mondiale.

La section « Demande d’énergie » se penche plus particulièrement sur la demande d’énergie secondaire, c’est-à-dire pour utilisation finale, selon le secteur. La demande pour utilisation finale comprend l’électricité, mais le combustible utilisé pour produire de l’électricité est pris en compte dans la demande primaire. Les données historiques, principalement tirées du tableau sur la disponibilité et l’écoulement d’énergie de Statistique Canada, sont augmentées de certains renseignements obtenus d’Environnement et Changement climatique Canada, de Ressources naturelles Canada et d’autres sources provinciales.

La présente analyse projette dans l’ensemble que la demande d’énergie pour utilisation finale connaîtra une progression modérée jusqu’en 2040. La figure 5, qui présente une répartition selon le secteur, montre une croissance modérée de la demande dans les secteurs résidentiel, commercial, industriel et un recul dans celui des transports. La croissance projetée n’est pas aussi rapide qu’antérieurement, ce qui est attribuable à différents facteurs, dont le ralentissement de la croissance économique, les gains en efficacité énergétique et les politiques et programmes divers, tels que les normes relatives aux émissions des transports et la tarification du carbone.

Figure 5 Comparaison historique des taux de croissance de la demande totale pour utilisation finale

Description

Le diagramme compare les taux de croissance historiques (de 1990 à 2017) et projetés (pour 2018 à 2040) de la demande totale pour utilisation finale, selon le secteur. Le taux de croissance historique du secteur résidentiel est d’en moyenne 0,2 $ et le taux projeté pour la période, de 0,3 %. Le taux de croissance moyen de 1,4 % affiché tant par le secteur commercial que le secteur industriel de 1990 à 2017 augmente, selon les projections, de respectivement 0,6 % et 0,4 %. Le secteur des transports, qui affiche une croissance historique de 1,2 %, accuse pour sa part un recul de 0,6 %. La demande totale pour utilisation finale, qui s’accroît historiquement d’en moyenne 1,2 %, progresse d’en moyenne 0,2 % au cours de la période de projection.

Les figures 6 à 9 illustrent la consommation d’énergie pour chacun des secteurs. Les résultats mettent en lumière plusieurs éléments fondamentaux de la demande énergétique au Canada. Les types de combustible utilisé varient grandement, tout comme les futures tendances de la filière énergétique. Le secteur résidentiel est un bon exemple. Les foyers québécois recourent principalement à l’électricité pour le chauffage domiciliaire alors que les foyers albertains utilisent le gaz naturel. Le Canada atlantique et les Territoires du Nord-Ouest dépendent pour leur part davantage des produits pétroliers et de la biomasse et d’autres provinces, d’un bouquet diversifié. Une telle diversité fait depuis longtemps partie de la filière énergétique canadienne (voir les profils énergétiques des provinces et territoires préparés par la Régie), a de grandes répercussions sur les dépenses énergétiques des ménages et se poursuit dans les projections de l’Avenir énergétique 2019.

Les combustibles dominants, dans le secteur des transports, sont les produits pétroliers.La réduction de la consommation de carburant, combinée à l’électrification, fait baisser la consommation d’énergie aux fins de transport pendant la période de projection[9]. La demande des secteurs résidentiel et commercial, qui vise surtout le gaz naturel et l’électricité, affiche une croissance modérée. La demande varie par ailleurs selon la province ou le territoire.

Figure 6 Diversité de la consommation d’énergie du secteur résidentiel selon la région

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Le graphique montre la répartition de la demande d’énergie pour répondre aux besoins du secteur résidentiel, selon le combustible, de 2005 à 2040. La demande de biomasse diminue de 2005 à 2040, de 164,8 PJ à 162,8 PJ. La demande d’électricité augmente : de 543,4 PJ en 2005 elle atteint 686,8 PJ en 2040. À 464,6 PJ en 2005, la demande de gaz naturel s’élève à 737,2 PJ en 2040. Pour sa part, la demande de produits pétroliers recule : de 138,9 PJ en 2005, elle passe à 46 PJ en 2040. D’inexistante en 2005, la demande d’énergie solaire et d’énergie géothermique suit une tendance à la hausse pour atteindre 0,6 PJ en 2019 et 6,87 PJ en 2040. La demande d’énergie autre diminue : de 1,4 PJ en 2005, elle s’établit à 0,1 PJ en 2040.

Figure 7 Hausse constante de la demande d’énergie du secteur commercial

Description

Le graphique montre la répartition de la demande d’énergie pour répondre aux besoins du secteur commercial, selon le combustible, au cours de la période s’étendant de 2005 à 2040. La demande de biomasse connaît une hausse pendant cette période, passant de 0,02 PJ à 0,5 PJ. La demande d’électricité augmente : de 370,6 PJ en 2005 elle atteint 562 PJ en 2040. À 703 PJ en 2005, la demande de gaz naturel s’élève à 731,4 PJ en 2040. Pour sa part, la demande de produits pétroliers recule : de 228,8 PJ en 2005, elle s’établit à 222,3 PJ en 2040. D’inexistante en 2005, la demande d’énergie solaire et d’énergie géothermique suit une tendance à la hausse pour atteindre 0,6 PJ en 2019 et 8,4 PJ en 2040.

Figure 8 Hausse de la demande d’énergie du secteur industriel, attribuable au gaz naturel

Description

Le graphique montre la répartition de la demande d’énergie pour répondre aux besoins du secteur industriel, selon le combustible, de 2005 à 2040. La demande de biomasse diminue de 2005 à 2040, de 470 PJ à 350,4 PJ. La demande d’électricité augmente : de 914 PJ en 2005, elle atteint 1 029,3 PJ en 2040. À 1 991,4 PJ en 2005, la demande de gaz naturel s’élève à 3 056,8 PJ en 2040. Pour sa part, la demande de produits pétroliers s’accroît : de 1 743,1 PJ en 2005, elle se gonfle à 2 135,8 PJ en 2040. La demande d’énergie autre diminue : de 205,3 PJ en 2005, elle s’établit à 149,5 PJ en 2040.

Figure 9 Recul de la demande du secteur des transports grâce aux gains en efficacité énergétique continus

Description

Le graphique montre la répartition de la demande d’énergie pour répondre aux besoins du secteur des transports, selon le combustible, de 2005 à 2040. La demande de carburant aviation augmente de 2005 à 2040, de 255,7 PJ à 320,5 PJ. La demande d’essence diminue, passant de 1 354,1 PJ en 2005 à 1 062 PJ en 2040. La demande de diesel accuse une baisse : de 745,1 PJ en 2005, elle recule à 622,3 PJ en 2040. À 11,1 PJ en 2005, la demande de biocarburant s’élève à 89,3 PJ en 2040. Pour sa part, la demande d’électricité s’accroît, de 2005 à 2040, de 3,5 PJ à 64,8 PJ. La demande de mazout lourd décroît : de 83 PJ en 2005, elle tombe à 30,3 PJ en 2040. À 11,9 PJ en 2005, la demande de gaz de pétrole liquéfié passe à 13 PJ en 2040. La demande de lubrifiants demeure stable ne s’accroissant que de 0,02 PJ en 2040 par rapport aux 2,1 PJ enregistrés en 2005. À 1,8 PJ en 2005, la demande de gaz naturel s’élève à 58,5 PJ en 2040.

Dans la présente analyse, la demande primaire représente la quantité totale d’énergie consommée au Canada. On calcule la demande primaire en ajoutant l’énergie consommée afin de produire de l’électricité à la demande totale pour utilisation finale, puis en soustrayant la part de cette demande secondaire pour l’électricité.

Comme l’illustre la figure 10, c’est le gaz naturel qui gagne le plus de terrain, sous la poussée de la production d’électricité et de l’exploitation des sables bitumineux. La part du charbon chute, résultat de l’élimination progressive des centrales qui s’en approvisionnent.

Figure 10 Croissance modérée de la demande primaire, attribuable au gaz naturel

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Le graphique compare la demande primaire enregistrée en 2017 à celle projetée pour 2040, selon le type de combustible. À 4 670 PJ en 2017, la demande de gaz naturel s’élève à 5 645 PJ en 2040. La demande de produits pétroliers raffinés et de liquides de gaz naturel recule : de 4 739 PJ en 2017, elle s’établit à 4 482 PJ en 2040. La demande de charbon, coke et gaz de cokerie recule également : de 738 PJ en 2017, elle tombe à 167 PJ en 2040. À 1 407 PJ en 2017, la demande d’hydroélectricité progresse pour atteindre 1 582 PJ en 2040. Passant de 1 056 PJ en 2017 à 1 003 PJ en 2040, la demande d’énergie nucléaire diminue. La demande d’autres énergies renouvelables connaît pour sa part une hausse : à 916 PJ en 2017, elle atteint 1 080 PJ en 2040.

La consommation d’énergie augmente beaucoup plus lentement que l’économie ou la population canadienne, ce qui suppose une réduction de l’intensité énergétique, mesurée par la consommation d’énergie par personne ou par dollar de produit intérieur brut. La figure 11 présente un résumé. De 2018 à 2040, le produit intérieur brut réel et la population connaissent une hausse respective de plus de 40 % et de 20 %. La consommation d’énergie primaire, pour sa part, augmente de moins de 5 %. Les tendances observées permettent de projeter une baisse, de 2018 à 2040, de près de 30 % de la consommation d’énergie par dollar de produit intérieur brut et de 15 % de la consommation d’énergie par personne.

Figure 11 Avancée de la croissance de l’économie sur la consommation d’énergie et diminution de l’intensité énergétique

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Le diagramme illustre l’accroissement des principaux indicateurs économiques et de l’intensité énergétique de 2018 à 2040. Selon les projections, le PIB réel, la population et la consommation d’énergie primaire s’accroissent de respectivement 43,5 %, 21,2 % et 1,8 %. La consommation d’énergie par personne recule de 16,1 % et la consommation d’énergie par dollar de PIB réel chute de 29,1 %.

Le Canada produit du pétrole brut tant à des fins de raffinage que d’exportation. La production moyenne de pétrole brut du pays a tourné autour de 4,8 millions de barils par jour (« Mb/j ») (761 milliers de mètres cubes par jour (« 10³m³/j ») en 2018 et la croissance des dernières années est surtout le fait de la mise en service de nouvelles installations d’exploitation des sables bitumineux.

La figure 12 illustre les perspectives pour la production de pétrole brut au Canada. En 2040, la production canadienne de pétrole brut se chiffre aux alentours de 7 Mb/j (1 130 10³m³/j), une augmentation de 49 % par rapport à 2018, dans le scénario de référence. La production provient principalement de l’Alberta et le reste, de la Saskatchewan et du large de Terre-Neuve-et-Labrador[10].

Figure 12 Hausse continue de la production totale de pétrole brut

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Le graphique illustre la production totale de pétrole brut, selon le type. La production de l’Est du Canada passe de 0,3 Mb/j en 2005 à 0,1 Mb/j en 2040. La production de condensats du BSOC s’accroît, de 2005 à 2040, de 0,2 Mb/j à 0,9 Mb/j. Établie à 0,5 Mb/j en 2005, la production de pétrole léger classique du BSOC augmente à 0,8 Mb/j à la fin de la période. La production de pétrole lourd classique du BSOC passe de 0,6 Mb/j en 2005 à 0,8 Mb/j en 2040. De 2005 à 2040, la production de bitume par extraction à ciel ouvert connaît une hausse, passant de 0,6 Mb/j à 1,7 Mb/j. La production de bitume par récupération in situ s’accroît, de 2005 à 2040, de 0,4 Mb/j à 2,7 Mb/j.

Les figures 13 à 16 montrent les diverses formes de pétrole brut produites au Canada à l’heure actuelle et projetées dans le présent rapport. Bien que la hausse continue soit principalement attribuable aux sables bitumineux, le Canada produit de nombreux types de pétrole brut selon la région.

La croissance de la production tirée des sables bitumineux se poursuit, sous la poussée de l’entrée en service de nouvelles phases de projets de récupération in situ. Il s’agit d’ajouts rentables compte tenu des prix avancés dans le scénario de référence. Cette croissance est également attribuable aux améliorations technologiques qui favorisent les gains en productivité. À court terme, le programme de réduction obligatoire de la production instauré par le gouvernement de l’Alberta retarde la mise en service prévue de certains projets, mais suscite une croissance rapide entre 2027 et 2033.

La production classique se répartit entre le pétrole léger et lourd, selon la densité API. En 2018, 48 % de la production classique de l’Ouest canadien tombait dans la seconde catégorie; le pétrole léger comptait pour le reste, à 52%. La croissance enregistrée par la production non tirée des sables bitumineux tient surtout à l’augmentation de la production de pétrole léger de réservoirs étanches en Alberta ainsi qu’à la production de pétrole lourd, en hausse en Saskatchewan. Si la production de pétrole de réservoirs étanches augmente, c’est principalement parce que les producteurs préfèrent cibler des puits qui présentent un taux de production initiale élevé et un rendement du capital rapide. En Saskatchewan, la production de pétrole lourd suit une tendance haussière du fait que les coûts correspondants y sont faibles et que les taux de production des puits y diminuent lentement.

Les condensats sont tirés des puits de gaz naturel. Ils sont extraits du flux gazeux à la tête de puits ou à l’usine de traitement, avant que le gaz ne soit expédié vers le marché. Ils sont utilisés dans un certain nombre de procédés industriels, plus particulièrement à titre de diluant pour le bitume et le pétrole lourd. À l’heure actuelle, les condensats proviennent pour la plupart de l’Alberta, bien que la hausse de la production de condensats au cours de la période de projection soit en grande partie le fait de la Colombie-Britannique, où les producteurs se concentrent sur les formations de gaz naturel riche en liquides, comme celles de Montney et de Duvernay.

La production extracôtière s’accroît à court terme dans le scénario de référence, à mesure que la production du projet Hebron continue d’augmenter et que les nouveaux puits forés à partir d’installations existantes sont mis en service. Deux nouvelles découvertes de gisements en mer, en 2028 et en 2034, ajoutent à la production. Le projet Hebron est le seul qui produit du pétrole lourd au large des côtes de Terre-Neuve. Les autres projets extracôtiers produisent du brut léger ou moyen.

Figure 13 Croissance continue de la production tirée de l’exploitation in situ des sables bitumineux

Description

Le graphique montre la production tirée des sables bitumineux de 2005 à 2040. L’extraction à ciel ouvert progresse de 0,6 Mb/j en 2005 à 1,7 Mb/j en 2040. La récupération in situ progresse également pour atteindre 2,7 Mb/j à la fin de la période de projection, comparativement à 0,4 Mb/j en 2005.

Figure 14 Accroissement de la production de pétrole classique dans l’Ouest canadien, surtout de léger de l’Alberta et de lourd de la Saskatchewan

Description

Le graphique montre la production de pétrole classique du Canada de 2005 à 2040, selon le scénario de référence. La majorité de la production totale, qui se chiffrait à 1,03 Mb/j en 2005, est attribuable à la production de pétrole léger de l’Alberta et de pétrole lourd de la Saskatchewan. Si la production totale atteint 1,6 Mb/j en 2040, c’est essentiellement le fait de la production de pétrole lourd de la Saskatchewan et de pétrole léger de l’Alberta.

Figure 15 Augmentation de la production de condensats, attribuable à la hausse de la production de gaz naturel et de la demande de diluant

Description

Le graphique illustre la production de condensats du Canada de 2010 à 2040, selon le scénario de référence. À 31 kb/j en 2005, la production de condensats s’élève à 740 kb/j en 2040.

Figure 16 Hausse de la production pétrolière au large de Terre-Neuve à court terme, suivie d’une baisse constante

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Le graphique illustre la production pétrolière au large des côtes de Terre-Neuve, de 2005 à 2040. La production, qui affiche une légère hausse de 2005 à 2023, passant de 0,3 kb/j à 0,31 kb/j, recule pour s’établir à 0,1 kb/j en 2040.

Les figures 17 et 18 illustrent les projections en ce qui concerne les exportations de pétrole brut. Les exportations de brut correspondent à la différence entre l’offre nette disponible[11] et l’utilisation intérieure[12]. Compte tenu de l’offre qui s’accroît et de la consommation intérieure qui diminue lentement, les exportations de pétrole brut progressent au cours de la période.

Figure 17 Bilan relatif au brut léger - Accroissement des exportations

Description

Le graphique montre l’offre de pétrole léger comparativement aux exportations de ce produit. Établie à 1,5 Mb/j en 2010, l’offre intérieure de pétrole léger s’élève à 2,3 Mb/j à la fin de la période. L’utilisation intérieure connaît elle aussi une hausse, passant de 0,7 Mb/j en 2010 à 0,8 Mb/j en 2040. Les exportations s’accroissent, passant de 0,8 Mb/j en 2010 à 1,5 Mb/j en 2040.

Figure 18 Bilan relatif au brut lourd - Plafonnement de la demande intérieure et hausse des exportations

Description

Le graphique montre l’offre de pétrole lourd comparativement aux exportations de ce produit. Établie à 1,5 Mb/j en 2010, l’offre intérieure de pétrole lourd s’élève à 4,7 Mb/j à la fin de la période. L’utilisation intérieure connaît elle aussi une hausse, passant de 0,3 Mb /j en 2010 à 0,4 Mb/j en 2040. Les exportations s’accroissent, passant de 1,3 Mb/j en 2010 à 4,3 Mb/j en 2040.

Ces dernières années, la croissance de la production dans le BSOC a surpassé la capacité pipelinière. Il s’agit d’une grande tendance sur les marchés pétroliers canadiens[13]. La figure 19 illustre de manière détaillée l’offre disponible et la capacité de transport dans le BSOC. La capacité disponible correspond au volume de brut qu’un pipeline peut transporter en toute sécurité, compte tenu, entre autres, du type de brut, des interruptions de service – prévues ou non -, des contraintes en aval et des restrictions de pression. Elle est calculée tous les jours, par exploitant. La Régie se sert des moyennes historiques pour estimer la capacité disponible des réseaux pipeliniers. Pour estimer la capacité disponible d’un nouveau pipeline, elle le compare à des pipelines en exploitation qui présentent des caractéristiques similaires.

Le transport de brut par train se divise en deux catégories, selon les estimations de la Régie : structurel et conjoncturel. Le transport est dit structurel lorsque le brut sera vraisemblablement exporté par train, sans égard à l’écart de prix entre le WTI et le WCS, et conjoncturel lorsque l’écart de prix entre le WTI et le WCS favorise les exportations de brut par train ou que des contraintes risquent de faire obstacle au transport par pipeline. Les volumes exportés par transport conjoncturel sont minimes pour la période à l’étude en raison de l’ajout de capacité pipelinière. Les exportations de brut par train amorcent une hausse après 2035, pour atteindre des niveaux d’exportation comparables aux niveaux actuels[14].

Les exploitants de pipelines sont ceux qui annonceront les volumes à transporter et le moment oùla capacité sera ajoutée aux réseaux existants. Ainsi, les ajouts de capacité et la date de mise en service des trois pipelines dont fait mention le tableau 4 dépendra des décisions des exploitants.

Figure 19 Comparaison de la capacité des oléoducs et de la quantité totale de brut disponible à l’exportation

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Le graphique montre la capacité actuelle et annoncée des pipelines d’exportation de brut comparativement à la quantité projetée de brut disponible à l’exportation. La capacité pipelinière passe de 2,9 Mb/j en 2010 à 4,3 Mb/j en 2040, ce qui tient compte d’ajouts de capacité de l’ordre de 1,7 Mb/j d’ici 2040. Les exportations de pétrole brut par train, qui étaient inexistantes en 2010, s’accroissent à 0,4 Mb/j en 2040, tout comme la quantité de brut disponible à l’exportation, qui passe de 2,2 Mb/j en 2010 à 6,2 Mb/j en 2040.

Le Canada produit du gaz naturel à des fins d’utilisation intérieure et d’exportation. La production canadienne moyenne de gaz naturel commercialisable a dépassé les 16 Gpi³/j, ou 457 millions de mètres cubes par jour Mm³/j, en 2018.

La production de gaz naturel de l’Alberta demeure stable depuis quelques années, tandis que celle de la Colombie-Britannique continue de grimper. Divers facteurs sont à l’origine de la hausse, notamment les suivants :

• les forages visant à évaluer les ressources gazières en vue de soutenir les exportations de GNL à partir de la côte Ouest du pays;
• les nouvelles usines de traitement du gaz naturel, qui contribuent à désengorger une partie des réseaux de collecte;
• les liquides de gaz naturel présents dans les formations gazières, qui motivent les activités de forage et de production malgré la faiblesse des prix.

À court terme, la production de gaz naturel diminue avec la baisse des dépenses en immobilisations, en raison de la faiblesse des prix, et la production tirée des nouveaux puits ne permet pas de contrebalancer le déclin de production des puits existants. Par conséquent, la production totale recule jusqu’en 2023. À long terme, la hausse des prix et le démarrage des exportations de GNL occasionnent un regain de la production. Les dépenses d’exploration et de mise en valeur liées aux exportations de GNL favorisent la progression des dépenses en immobilisations. Il en résulte une hausse du nombre de puits et une augmentation de la production de gaz naturel dans le BSOC. En 2040, la production de gaz naturel atteint 21 Gpi³/j (606 Mm³/j) (voir la figure 20).

Figure 20 Prépondérance de l’Alberta et de la Colombie-Britannique dans la production totale de gaz naturel selon la région

Description

Le graphique illustre la production de gaz naturel du Canada dans le scénario de référence, selon la province, de 2005 à 2040. À 17,2 Gpi³/j en 2005, la production totale de gaz naturel du Canada s’élève à 21,4  Gpi³/j en 2040 et provient, en majeure partie, de l’Alberta et de la Colombie-Britannique. En 2040, la production de ces deux provinces se chiffre à respectivement 11,1 Gpi³/j et 9,9 Gpi³/j.

La figure 21 montre la production de gaz naturel selon le type. La production s’accroît sous l’effet de la production de gaz naturel de réservoir étanche tirée de la formation de Montney, qui a grossi de manière importante au cours des cinq dernières années. La production de gaz naturel de réservoir étanche provenant de la zone Deep Basin, en Alberta, s’accroît modérément et celle de gaz de schistes tirée des formations de Duvernay et de Horn River et du gaz dissous, faiblement. La production de gaz naturel classique et de méthane de houille diminue au cours de la période de projection.

Figure 21 Accroissement de la production de gaz naturel selon le type, attribuable à la production de la formation de Montney

Description

Le graphique illustre la production de gaz naturel dans le scénario de référence, selon le type, de 2005 à 2040. En 2005, la production totale se chiffrait à 17,2 Gpi³/j, ce qui comprenait la production classique, à 9,9 Gpi³/j. Au cours de la période, la production gazière totale connaît une hausse pour atteindre 21,4 Gpi³/j en 2040, du fait, principalement, d’une augmentation de la production tirée de réservoirs étanches, qui monte à 17,3 Gpi³/j.

Les exportations de gaz naturel ont augmenté au cours des dernières années en raison, surtout, d’une hausse des exportations vers l’Ouest des États-Unis. Les importations de gaz naturel sont stables depuis environ dix ans, tournant autour de 2 à 3 Gpi³/j (55 Mm³/j). Elles pourraient se relever à mesure que s’accroît la capacité de transport par pipeline du bassin appalachien, dans le Nord-Est des États-Unis, vers Dawn, en Ontario. Les exportations nettes de gaz naturel ont légèrement reculé ces dernières années.

La figure 22[15] montre les exportations nettes projetées, qui correspondent à la production de gaz naturel du Canada moins la demande intérieure. Au début des années 2020, la baisse de la production et la croissance de la demande de gaz naturel font reculer les exportations nettes. Après 2023 toutefois, celles-ci reprennent du poil de la bête avec l’accroissement de la production, qui dépasse la croissance de la demande. Et dès 2025, les exportations de GNL contribuent à la progression des exportations nettes.

Figure 22 Hausse des exportations nettes à long terme grâce à l’équilibre de l’offre et de la demande de gaz naturel

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Le graphique illustre la production de gaz naturel, la demande, les exportations présumées de GNL ainsi que les exportations nettes par pipeline dans le scénario de référence, selon le type, de 2015 à 2040. Pendant la période, la production de gaz naturel commercialisable s’accroît, passant de 15,2 Gpi³/j à 21,4 Gpi³/j. La demande s’accroît également, de 9,9 Gpi³/j à 12,2 Gpi³/j. D’inexistantes, les exportations de GNL s’élèvent à 3,7 Gpi³/j et les exportations nettes se chiffrent à 5,5 Gpi³/j tant en 2015 qu’en 2040, ce qui s’explique par un recul de la production au début de la période, contrebalancé par un regain après 2026.

Des liquides de gaz naturel (« LGN ») sont présents dans la plupart des types de gaz naturel, lesquels constituent la principale source de tels liquides au pays. La demande de certains liquides particuliers, comme la demande de condensats pour la mise en valeur des sables bitumineux ou la demande d’éthane, de propane et de butanes par le secteur pétrochimique ajoute une valeur à la production de gaz naturel et contribue à la croissance de celle-ci. À la tête d’un puits, le gaz naturel brut est majoritairement composé de méthane, mais il renferme souvent de l’éthane, du propane, des butanes, des condensats et d’autres pentanes. En 2018, 1158 kb/j (184 10³m³/j) de LGN ont été produits au Canada.

La figure 23 montre que la production de LGN augmente de plus de 80 % au cours de la période de projection; l’augmentation étant presque entièrement attribuable aux condensats, dont les volumes font plus que doubler. Tant la demande que le prix des condensats ont une incidence sur le nombre de forages ciblant du gaz naturel riche en LGN. Des condensats sont en effet ajoutés au bitume afin de le diluer et d’en faciliter le transport par pipeline et par wagon-citerne.

La production de propane et de butanes, qui suit la production de gaz naturel, s’accroît au cours de la période. La demande de LGN s’intensifie à moyen terme du fait d’une hausse de la consommation du secteur pétrochimique albertain et des exportations de propane et de butanes.

L’éthane, extrait en majorité aux grandes usines de traitement de gaz naturel ponctuant les principaux gazoducs de l’Alberta et de la Colombie-Britannique, comptait pour 22 % de la production de LGN en 2018. La production d’éthane n’augmente que lentement à l’horizon 2040, parce que l’extraction du liquide est essentiellement limitée par la capacité des installations pétrochimiques de l’Alberta. Les surplus sont réintroduits dans le flux gazeux du réseau à des fins de consommation finale sous forme de gaz naturel.

Le Canada a un bouquet électrique qui varie grandement entre les provinces et les territoires selon la nature de l’énergie disponible, la viabilité économique et les choix politiques. La production d’électricité s’est transformée en profondeur au cours des dix dernières années et les projections de la présente analyse suivent la même tendance. De 2017 à 2040, la capacité de production d’électricité augmente de 16 %, sous l’effet d’un recours accru aux ressources renouvelables et au gaz naturel pour répondre à la croissance de la demande et remplacer les centrales mises hors service, surtout des centrales au charbon. La demande d’électricité totale du pays avance de près de 1 % au cours de la période étudiée. En Ontario et au Nouveau-Brunswick, la puissance nucléaire joue un rôle prépondérant dans la production d’électricité. Selon les projections présentées, les travaux de remise à neuf de réacteurs nucléaires en Ontario se font conformément aux plans provinciaux. La figure 24 compare la composition du bouquet électrique du Canada en 2014 à la composition projetée en 2040, selon la région.

Figure 24 Composition du bouquet électrique, selon la région

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Les diagrammes circulaires illustrent les tendances en ce qui concerne la capacité de production d’électricité du Canada, notamment la répartition des capacités provinciales, selon le type de combustible, en 2017 et en 2040. L’hydroélectricité représente la majorité de la capacité de production d’électricité au Québec, en Colombie-Britannique, au Manitoba, à Terre-Neuve-et-Labrador et au Yukon. Si, le bouquet électrique de l’Alberta, de la Saskatchewan et de la Nouvelle-Écosse compte principalement des sources d’électricité thermique, il est complété par un nombre croissant d’énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques. Les centrales qui produisent de l’électricité thermique, alimentées en produits raffinés, représentent une grande part de la capacité de production d’électricité aux Territoires du Nord-Ouest et au Nunavut.

Le Canada dispose d’un réseau électrique à émissions polluantes relativement faibles. En 2017, sa production provenait à 81 % de sources sans émissions polluantes, ce qui est principalement attribuable à ses grandes quantités d’hydroélectricité, qui comptent pour la majorité de l’électricité produite en Colombie-Britannique, au Manitoba, au Québec et à Terre-Neuve-et-Labrador. Un accroissement important a également été constaté du côté des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques. En 2005, les énergies solaire et éolienne représentaient 0,2 % du bouquet électrique canadien, une part qui s’était accrue de 5 % en 2017 et qui devrait continuer de s’accroître jusqu’en 2040, pour atteindre 10 %.

La figure 25 montre la croissance projetée de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques, que favorisent la mise en œuvre de politiques et l’amélioration des facteurs économiques. Au cours de la période, les puissances éolienne et solaire installées augmentent, respectivement, de près du double et de plus du double. Ces dernières années, plusieurs provinces ont apporté d’importants changements à leurs politiques en matière d’énergies renouvelables. L’Alberta a récemment mis fin à son ancien programme d’achat d’énergies renouvelables, qui aurait entraîné des ajouts de puissance garantie de 3600 MW[16]. L’Ontario a quant à elle mis fin à ses programmes de tarif de rachat garanti et d’achat de grands projets d’énergies renouvelables. Ces changements politiques ne signifient toutefois pas que la mise en valeur des énergies renouvelables cessera complètement dans ces provinces. Les hypothèses sur lesquelles l’Avenir énergétique 2019 repose relativement à la baisse des coûts liés aux énergies éolienne et solaire appuient l’intensification des activités de mise en valeur des énergies renouvelables, malgré le recul des interventions politiques directes.

Figure 25 Hausse de la capacité de production à partir de ressources renouvelables

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Le diagramme à bandes montre la capacité de production totale des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques. La capacité de production d’électricité au moyen d’énergie solaire, d’énergie éolienne et de la biomasse s’accroît jusqu’à la fin de la période, respectivement, de 2,9 GW (en 2018) à 6,0 GW, de 13,0 GW (en 2018) à 23,8 GW et de 2,5 GW (en 2017) à 3,2 GW.

Dans le scénario de référence, la production canadienne totale d’électricité augmente de plus de 90 térawattheures (« TWh ») entre 2017 et 2040, soit d’environ 14 %. L’hydroélectricité, d’autres énergies renouvelables et le gaz naturel dominent cette croissance, alors que la production des centrales alimentées au charbon et à l’énergie nucléaire diminue. La figure 26 illustre les tendances signalées, selon le combustible. L’ajout de la production à partir d’énergies renouvelables et le déclin de la production au charbon contribuent à la réduction de l’intensité globale des émissions liées au bouquet énergétique canadien. En 2017, le Canada a produit en moyenne 130 grammes d’équivalent en dioxyde de carbone par kilowattheure (« g d’éq. CO₂/kWh »), quantité qui s’établit à moins de 80 g d’éq. CO₂/kWh en 2040, une baisse d’environ 40 %.

Figure 26 Production d’électricité selon le combustible - élimination progressive du charbon et ajout des productions des énergies renouvelables et du gaz naturel

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Le graphique illustre la production d’électricité, selon le type de combustible, de 2005 à 2040. La production totale d’électricité, qui était de 595,4 TWh en 2005, passe à 737,1 TWh en 2040. La plus grande part de la production totale revient à l’hydroélectricité, qui atteint 439,5 TWh à la fin de la période de projection.

Avec l’apport croissant de la production des énergies renouvelables, telles que l’éolien et le solaire, qui entraîne des variations d’heure en heure, et même d’une minute à l’autre, il devient de plus en plus critique d’équilibrer la production et la consommation d’électricité. La figure 27 montre une simulation de la production d’électricité, fondée sur des échanges interprovinciaux et internationaux, pour une période de 24 heures, pour chacune des quatre saisons et pour chaque région du pays en 2040. Bien que la production à partir d’énergies solaire et éolienne varie au fil de la journée, d’autres sources de production s’y ajoutent pour satisfaire aux exigences de la charge. La figure montre que la puissance produite par les énergies renouvelables varie selon la saison. Dans les régions où la part des ressources renouvelables autres qu’hydroélectriques est faible, le bouquet demeure relativement stable et la production de ces dernières est intégrée au réseau sans qu’il soit nécessaire d’en modifier le mode d’exploitation.

Rappelons que les projections relatives à la production horaire sont des simulations ne visant qu’à donner un exemple parmi de nombreuses possibilités. Elles ne visent pas à prédire l’avenir, mais plutôt à illustrer une possibilité. Parce que la demande d’électricité, l’ensoleillement et la vitesse du vent peuvent fluctuer grandement d’un jour et même d’une heure à l’autre, les possibilités d’illustration de la demande d’électricité et la production à partir d’énergies renouvelables sont pratiquement infinies. Le graphique ci-après illustre une possibilité.

Figure 27 Simulation de la production d’électricité du Canada pendant 24 heures, selon le combustible et la région

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Les graphiques ci-après montrent le bouquet électrique de diverses régions canadiennes pendant 24 heures, un jour donné de chaque saison. Si l’hydroélectricité est dominante au Manitoba, en Colombie-Britannique, au Québec et dans les provinces du Canada atlantique, le bouquet électrique est diversifié en Alberta, en Saskatchewan et en Ontario.

Le Canada est un exportateur net d’électricité vers les États-Unis. De grandes quantités d’électricité sont aussi échangées entre les provinces, particulièrement dans l’Est du pays. Il arrive que les exploitants raccordent différents réseaux afin de tirer parti des différences régionales pour répondre à la demande de pointe.

La figure 28 montre le potentiel de croissance des exportations d’électricité nettes du Canada, de même que le volume combiné des échanges entre les provinces. L’une des raisons à l’origine de l’accroissement des échanges interprovinciaux est le lien maritime qui forme une nouvelle boucle énergétique dans le Canada atlantique. La boucle vise à créer de la stabilité et à réduire la dépendance de la région à la production d’électricité à partir de combustibles fossiles. Elle permettra à la Nouvelle-Écosse d’importer de l’électricité de Terre-Neuve-et-Labrador et ainsi, de réduire sa production à partir de charbon. Elle pourrait également faciliter la mise en valeur des énergies renouvelables dans la région.

Figure 28 Baisse des exportations d’électricité nettes en 2040 et maintien des échanges interprovinciaux

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Le diagramme montre les échanges d’électricité interprovinciaux, de 2018 à 2040. En 2018, les exportations nettes et les échanges interprovinciaux se sont chiffrés à respectivement 73,0 TWh et 47,2 TWh. D’ici 2040, la production nette disponible à l’exportation baisse pour s’établir à 66,9 TWh, tandis que les échanges interprovinciaux s’élèvent à 54,4 TWh.

Le Canada produit deux grands types de charbon : thermique et métallurgique. La production de charbon thermique est liée à la consommation qui en est faite dans le secteur de l’électricité, surtout en Alberta, en Saskatchewan et en Nouvelle-Écosse. Le second type est principalement destiné aux aciéries, au pays et à l’étranger. Le Canada exporte la majeure partie du charbon métallurgique qu’il produit, ce qui fait que les tendances futures sont associées à la demande mondiale et aux prix.

La figure 29 montre la production et la consommation de charbon du Canada en 2017. Le charbon thermique représentait 88 % de la consommation totale du pays. Dans le scénario de référence, la demande se contracte de 89 % pendant la période de projection, passant de 30 millions de tonnes (« Mt ») en 2017 à un peu plus de 3 Mt en 2040. La tendance baissière est principalement le résultat de la mise hors service de centrales au charbon classiques d’ici 2030 afin de respecter la réglementation adoptée à cet égard.

La demande intérieure de charbon métallurgique utilisé dans les aciéries recule au cours de la période : à 4,4 Mt en 2017, elle passe à moins de 4 Mt en 2040, alors qu’à l’échelle mondiale, elle croît légèrement, ce qui est à l’origine d’une hausse progressive des exportations nettes à partir du Canada. La production totale de charbon métallurgique au pays passe ainsi d’environ 30 Mt à 30,5 Mt entre 2017 et 2040. À 61 Mt en 2017, la production totale de charbon tombe à 38 Mt en 2040.

Figure 29 Effets de la contraction de la demande de charbon thermique sur les tendances de production et d’exportation de charbon

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Le diagramme compare la demande de charbon thermique, la demande de charbon métallurgique et les exportations nettes, de 2017 à 2040. À 34,5 millions de tonnes en 2017, la demande de charbon thermique se contracte pour s’établir à 2,3 millions de tonnes en 2040. La demande de charbon métallurgique et les exportations nettes progressent, pour passer respectivement de 3,1 à 3,3 millions de tonnes et de 23,3 à 27 millions de tonnes.

À l’heure actuelle, au Canada, il existe un lien étroit entre la consommation d’énergie et les émissions de GES.  Environnement et Changement climatique Canada prépare chaque année des projections relatives aux émissions de GES jusqu’à 2030[17].

Les émissions de GES du Canada sont principalement attribuables à l’utilisation de combustibles fossiles, lesquels produisent la majeure partie de l’énergie utilisée pour le chauffage des foyers et commerces, le transport des marchandises et des personnes et le fonctionnement de l’équipement industriel. Les émissions associées aux combustibles fossiles, y compris à ceux qui servent à la production d’énergie, représentaient 81 % de toutes les émissions de GES au Canada en 2017. Exception faite des ressources énergétiques, on retrouve les déchets ainsi que les procédés agricoles et industriels au nombre des responsables de la tranche restante des émissions.

La figure 30 illustre la demande totale de combustibles fossiles selon le scénario de référence. La consommation totale de combustibles fossiles progresse d’environ 1 % entre 2018 et 2040, mais la progression varie énormément selon le type de combustible. La consommation de gaz naturel, combustible fossile qui produit le moins d’émissions de GES, connaît une hausse de 18 %, alors que la consommation de pétrole diminue de 7 % et celle de charbon, de près de 75 %.

Figure 30 Lent accroissement de la demande totale de combustibles fossiles, attribuable à une hausse de la consommation de gaz naturel et à une baisse de la consommation de pétrole et de charbon

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Le graphique montre la consommation de combustibles fossiles de 2005 à 2040. Le charbon et le pétrole reculent respectivement de 1292,9 PJ et 4 776,8 PJ, en 2017, à 167,2 PJ et 4 482 PJ en 2040. À 3 627,8 PJ en 2005, la demande de gaz naturel s’élève à 5 645 PJ en 2040.

Même si la consommation totale de combustibles fossiles augmente selon le scénario de référence, la modification des proportions de combustibles fossiles consommés entraîne une réduction des émissions de GES par unité d’énergie ainsi consommée, comme le montre la figure 31. Le déploiement de la technologie de CSC dans des centrales et installations industrielles a aussi un effet de compression quant à l’intensité des GES dans le contexte de la consommation de combustibles fossiles. En 2040, l’intensité des émissions attribuables aux combustibles fossiles s’établit à 7 % de moins qu’en 2017 et à 12 % de moins qu’en 2005. En tenant compte des réductions des émissions non attribuables à la combustion, notamment par colmatage de fuites de méthane, puis en incluant les droits d’émission achetés en dehors du pays (par exemple par le Québec, dans le cadre de l’entente de plafonnement et d’échange conclue avec la Californie), il serait possible de réduire encore plus cette intensité.

Figure 31 Baisse d’intensité des émissions provenant des combustibles fossiles en raison de l’accroissement de la part du gaz naturel et de la quasi-élimination du charbon

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La figure 31 montre l’intensité des émissions provenant des combustibles fossiles, de 2005 à 2040. L’intensité des émissions, qui tournait autour de 63 grammes d’équivalent CO₂ par mégajoule en 2005, diminue pour s’établir à environ 55,3 grammes d’équivalent CO₂ par mégajoule en 2040.