Avenir énergétique du Canada en 2016 – Perspectives provinciales et territoriales

Comparaison entre les provinces et les territoires

• Le Canada est un grand pays diversifié; l’énergie est produite et consommée différemment entre ses régions uniques. Les provinces et les territoires se distinguent par la disponibilité des ressources énergétiques, les infrastructures historiques, les structures industrielles, les politiques en matière d’énergie et d’environnement, les préférences des consommateurs et les conditions météorologiques. Ces différences influencent grandement les tendances énergétiques actuelles et projetées.

Offre d’électricité

• Les tendances futures de production sont grandement régies par la demande provinciale ou territoriale, bien que certains ajouts de capacité de production hydroélectrique, comme au Québec, au Manitoba et à Terre-Neuve-et-Labrador, seront exportés aux États-Unis ou transférés à des provinces avoisinantes. Par exemple, une fois achevée, la centrale hydroélectrique Muskrat Falls de 824 mégawatts (MW) au Labrador fournira 20 % de sa production (environ un térawattheure [TWh]) à la Nouvelle-Écosse avec garantie de capacité, et la Nouvelle-Écosse pourra également acheter de l’énergie supplémentaire, au besoin.
• La figure 2.1 illustre la production par province. L’Ontario et le Québec sont les plus grands producteurs d’électricité, produisant respectivement approximativement 25 et 30 % de la totalité de l’électricité au Canada. Leur part de la consommation totale de l’électricité au Canada est similaire à la part de production.
• L’Alberta affiche la plus grande croissance de production au cours de la période étudiée, stimulée par la demande industrielle. Les nouveaux aménagements hydroélectriques au cours de la période de projection entraînent des augmentations importantes de production dans la région de l’Atlantique, au Québec, en Colombie-Britannique et au Manitoba. La production en Ontario diminue à moyen terme, alors que des centrales nucléaires sont remises en état et qu’une plus grande partie des besoins de l’Ontario sont satisfaits par des importations des provinces avoisinantes, et que la production d’électricité aux États-Unis dans les territoires est stimulée par la demande intérieure, et peut être assez instable lorsque des mines de grande envergure sont mises en service ou fermées durant la période de projection.

Figure 2.1 - Production d’électricité par province et territoire

• Le Canada présente une composition diversifiée de la capacité de production d’électricité, grandement déterminée par l’accès aux ressources, les infrastructures historiques et les initiatives en matière de politique de chaque région. La figure 2.2 illustre la composition de la capacité de production pour toutes les provinces et tous les territoires, ainsi que la moyenne canadienne en 2014 et en 2040. Le réseau électrique global du Canada est dominé par l’hydroélectricité. 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. L’Alberta, la Saskatchewan et la Nouvelle-Écosse ont principalement des réseaux d’énergie thermique dominés par le charbon et le gaz naturel, alors que la capacité de production des Territoires du Nord-Ouest et du Nunavut est constituée majoritairement de centrales thermiques autonomes qui sont alimentées avec des produits raffinés comme du diesel et du mazout. L’Ontario et le Nouveau-Brunswick ont des compositions diversifiées, utilisant des ressources renouvelables, du gaz naturel et de l’énergie nucléaire. L’Île-du-Prince-Édouard produit presque l’entièreté de l’énergie éolienne, bien que les trois quarts de son électricité soient importées du Nouveau-Brunswick.
• Dans les mois suivant la réalisation de la présente analyse (été 2015), plusieurs provinces ont fait des annonces qui feraient dévier leur offre d’électricité des tendances présentées dans le rapport AE 2016. Par exemple, en novembre 2015, le gouvernement de la Saskatchewan et SaskPower ont annoncé l’objectif de vouloir faire passer à 50 % la production d’électricité renouvelable d’ici 2030. Le rapport sur la politique climatique de l’Alberta de novembre 2015 suggérait la mise hors service d’installations électriques fonctionnant au charbon et émettant des gaz à effet de serre (GES) d’ici 2030 et une accentuation de la production renouvelable.

Figure 2.2 - Composition de la capacité par province et territoire en 2014 et en 2040

Production pétrolière

• La figure 2.3 présente les perspectives de production de pétrole du scénario de référence du rapport AE 2016 jusqu’en 2040 par régions productrices. La production totale du pétrole au Canada augmente à un taux de croissance annuel moyen de 1,7 %, passant de 3,9 à 6,1 millions de barils par jour (Mb/j) de 2014 à 2040. Environ 60 % de la production de pétrole actuelle provient des sables bitumineux et stimule la future croissance de la production. On retrouve également une production non bitumineuse importante en Saskatchewan, en Alberta et au large de Terre-Neuve-et-Labrador.
• Comme l’illustre la figure 2.4, la production varie entre les scénarios de prix élevés, de prix bas et de capacité limitée, avec l’Alberta qui continue d’être responsable de la majorité de la production dans tous les scénarios. La production globale dans les scénarios de prix bas et de capacité limitée est plus faible que dans le scénario de référence, alors qu’elle est plus élevée dans le scénario de prix élevés.
• La production extracôtière sur la côte Est croît à moyen terme, avec la production des gisements supplémentaires Hibernia South et White Rose mise en service, ainsi que le gisement Hebron dont la mise en exploitation est prévue pour 2017. Les projections reposent sur l’hypothèse de la découverte d’un gisement de 500 millions de barils (Mb) au large de Terre-Neuve-et-Labrador. On suppose que la production de ce gisement commencera en 2025 dans le scénario de référence, en 2023 dans le scénario de prix élevés et en 2031 dans le scénario de prix bas. Après la mise en service de ce gisement, la production est à la baisse jusqu’à la fin de la période de projection dans tous les scénarios.

Figure 2.3 - Production de pétrole brut par province – Scénario de référence

Figure 2.4 - Production de pétrole brut par province, 2025 et 2040, selon le scénario

Production de gaz naturel

• La figure 2.5 illustre les perspectives de production de gaz naturel commercialisable du scénario de référence du rapport AE 2016 jusqu’en 2040 par région productrice. La majeure partie de la production de gaz naturel du Canada provient de la Colombie-Britannique et de l’Alberta. Dans le scénario de référence, la Colombie-Britannique mène sur le plan de la croissance de la production, avec des exportations de GNL présumées de 2,5 milliards de pieds cubes par jour (Gpi³/j) encourageant une production accrue. La production de l’Alberta diminue au cours de la période visée, bien qu’elle produise tout de même la majorité du gaz naturel au Canada.
• Les scénarios de prix élevés, de prix bas, de GNL élevé et de GNL zéro montrent que divers facteurs influenceront de manière différente la production de gaz naturel en Colombie-Britannique et en Alberta (figure 2.6). En Colombie-Britannique, la production de gaz naturel est influencée par les prix et les exportations de GNL; cependant, les scénarios de GNL élevé et de GNL zéro présentent respectivement la plus forte et la plus faible croissance dans la production de gaz naturel de la Colombie-Britannique. Pour ce qui est de l’Alberta, le scénario de prix bas entraîne une plus faible production que le scénario de GNL zéro.
• Les profils de production des régions à l’extérieur du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien continuent de baisser au cours de la période de projection. Cela comprend la production dans les territoires, en Ontario, au Nouveau-Brunswick et au large de la Nouvelle-Écosse. La mise en valeur de ressources supplémentaires est une possibilité, mais est actuellement hypothétique et n’est pas prise en compte dans la présente analyse.

Figure 2.5 - Production de gaz naturel par province – Scénario de référence

Figure 2.6 - Production de gaz naturel de l’Alberta et de la Colombie-Britannique, selon le scénario

Production de liquides de gaz naturel

• L’Alberta produit actuellement la majorité des liquides de gaz naturel (LGN) au Canada. La figure 2.7 illustre cette continuité dans les perspectives du rapport AE 2016, mais montre également une augmentation pour tous les LGN en Colombie-Britannique en raison de la hausse de la production de gaz naturel. La production de LGN de la Nouvelle-Écosse diminue en fonction de ses perspectives de production de gaz. Celle de la Saskatchewan suit ses perspectives de production de gaz, atteignant un sommet en 2025 et diminuant par la suite.

Figure 2.7 - Production de LGN par province – Scénario de référence

Demande d’énergie

• La consommation d’énergie au Canada dépend de plusieurs facteurs, y compris la température, les tendances technologiques, les goûts et préférences des consommateurs, les politiques et règlements, et des variables économiques comme le revenu, l’emploi, l’activité industrielle et les prix de l’énergie. Les tendances projetées, y compris le type d’énergie utilisé et la façon dont l’énergie est utilisée, varient considérablement selon les provinces et territoires du Canada en raison de la diversité du pays.
• La consommation d’énergie étudiée dans les figures ci-dessous représente la demande pour utilisation finale ou secondaire, et comprend l’énergie consommée dans quatre secteurs^{Référence 1} : résidentiel, commercial, industriel et transports. L’utilisation finale exclut l’énergie utilisée pour produire de l’électricité, qui est classée dans la demande primaire.
• Les tendances macroéconomiques constituent un facteur déterminant de la consommation d’énergie. La figure 2.8 indique le taux de croissance annuel moyen de la population et du PIB réel au cours de la période de projection du rapport AE 2016 pour le scénario de référence.

Figure 2.8 - Comparaison entre la croissance de la population et du PIB, de 2014 à 2040

Tendances de la demande d’énergie

• Dans le scénario de référence, la consommation totale d’énergie du Canada passe de 11 626 à 13 868 pétajoules (PJ) de 2014 à 2040. Comme l’illustre la figure 2.9, l’utilisation finale varie considérablement d’un bout à l’autre du pays, et, à l’exception de la région de l’Atlantique, on retrouve généralement une tendance croissante de la consommation d’énergie.
• Dans le scénario de référence du rapport AE 2016, l’Alberta présente la plus grande croissance de la demande, comme c’est le cas depuis 10 ans. La production pétrolière et gazière, particulièrement l’exploitation des sables bitumineux, requiert beaucoup d’énergie. La consommation croissante d’énergie de l’Alberta est reliée aux tendances de production et à la croissance économique qui en découle, comme illustré aux figures 2.3, 2.4 et 2.5. Bien que plus faible en termes absolus, la Colombie-Britannique connaît une hausse causée par l’importante augmentation de production de gaz naturel requise pour alimenter les installations d’exportation de GNL présumées.
• Les tendances en Ontario et au Québec reflètent une hausse graduelle de la consommation d’énergie après des baisses considérables par rapport à 2005. Cela était relié aux répercussions du ralentissement économique mondial de 2008-2009, alors que les deux provinces ont connu des diminutions considérables de la consommation d’énergie, particulièrement dans le secteur de la fabrication.
• La hausse de la consommation d’énergie en Saskatchewan reflète une croissance de l’extraction de potasse, de la fabrication et de la mise en valeur du pétrole de réservoirs étanches à prévoir dans la province durant la période de projection. Quant au Manitoba, les hausses sont liées à la croissance des activités manufacturière.
• Étant donné leurs populations relativement petites, les tendances de consommation d’énergie dans la région de l’Atlantique et les territoires peuvent être particulièrement instables. Les changements dans l’activité industrielle, comme l’ouverture ou la fermeture d’une seule mine ou usine, peuvent avoir d’importantes répercussions sur la consommation d’énergie globale. Cela est reflété dans les perspectives pour les provinces et les territoires dans ces régions.

Figure 2.9 - Demande d’énergie – Scénario de référence

• La figure 2.10 illustre la croissance régionale projetée de la consommation d’énergie de 2014 à 2040 pour les scénarios de référence, de prix élevés et de prix bas. La consommation d’énergie globale du Canada augmente de 19 % au cours de la période étudiée dans le scénario de référence, de 22 % dans le scénario de prix élevés et de 17 % dans le scénario de prix bas. Les répercussions de prix plus élevés et plus bas varient dans l’ensemble du pays. L’Alberta et la Colombie-Britannique ont la plus grande croissance de la demande dans le scénario de prix élevés, puisque les prix plus élevés du pétrole et du gaz favorisent une plus grande production d’énergie. Cela contrebalance l’effet des prix plus élevés dans les autres provinces qui tend à réduire la demande. Dans le scénario de prix bas, la croissance plus faible de la production de pétrole de l’Alberta et les effets économiques afférents réduisent la demande, contrebalançant l’accroissement de la demande résultant de prix d’énergie plus bas dans les autres provinces.
• Terre-Neuve-et-Labrador, la Nouvelle-Écosse et les Territoires du Nord-Ouest sont les seules provinces et le seul territoire qui connaissent une baisse de la demande pour utilisation finale. En Nouvelle-Écosse, cette diminution est reliée à la croissance projetée de la population, à la lente croissance économique, ainsi qu’à la consommation d’énergie associée à la baisse de la production de gaz en mer. À Terre-Neuve-et-Labrador, elle est reliée aux baisses de production de pétrole de gisements extracôtiers arrivant à maturité et à l’hypothèse que seulement une future découverte est exploitée. Quant aux Territoires du Nord-Ouest, elle est reliée à la baisse de la production de gaz naturel, ce qui réduit sa disponibilité. L’exploration en mer sur la côte Est et au Nord se poursuit et les futures découvertes et mises en valeur dans ces régions représentent une grande incertitude quant aux perspectives d’offre et de demande énergétiques pour les territoires et la région de l’Atlantique.

Figure 2.10 - Taux de croissance de la demande d’énergie, scénario de référence et scénarios de prix, de 2014 à 2040

Tendances de la répartition des sources d’énergie

• Les types d’énergie utilisés varient entre les provinces et les territoires. Les trois tableaux à la figure 2.11 reflètent la part de demande pour utilisation finale pour les produits pétroliers raffinés et les liquides de gaz naturel, l’électricité et le gaz naturel^{Référence 2}.
• La région de l’Atlantique et les territoires utilisent une bien plus grande part des produits raffinés que le reste du pays, principalement en raison de la disponibilité limitée, des limitations des infrastructures et du coût relativement élevé des autres sources d’énergie. Il convient de signaler que ces régions dépendent davantage des combustibles liquides pour la production de chaleur et d’électricité que les autres régions puisqu’ils sont plus économiques et peuvent être transportés par camion vers des régions éloignées.
• Les provinces ayant de grandes capacités de production d’hydroélectricité ont tendance à avoir des prix d’électricité plus bas, et l’électricité constitue une plus grande part de la demande d’énergie. Dans ces provinces, l’électricité sera davantage utilisée pour chauffer les maisons et les bâtiments, ainsi que pour alimenter certaines activités industrielles de grande envergure. Par exemple, le Québec dispose d’un important secteur de production d’aluminium qui constitue un processus de production énergivore.
• Dans les provinces de l’Ouest, le gaz naturel est relativement plus utilisé que dans les autres régions puisqu’il est à portée de la main et concurrentiel sur le plan des prix. Il constitue le principal combustible de chauffage dans ces provinces et est largement utilisé dans l’activité industrielle. Le coût et la disponibilité du gaz naturel et des LGN en Ontario et dans les provinces de l’Ouest font d’elles des lieux de prédilection pour la production pétrochimique et d’engrais qui est utilisée pour la charge d’alimentation.

Figure 2.11 - Part de la consommation d’énergie selon la source en 2014 et en 2040

Émissions de gaz à effet de serre

• La consommation d’énergie et les émissions de gaz à effet de serre (GES) sont directement liées en raison de la prévalence des combustibles fossiles dans le bouquet énergétique mondial et canadien. La majorité des GES émis au Canada résultent de la combustion de combustibles fossiles. Les combustibles fossiles comprennent le pétrole brut, le gaz naturel, le charbon et des produits pétroliers raffinés comme l’essence et le diesel. Ils produisent la majeure partie de l’énergie utilisée pour chauffer les maisons et les commerces, transporter des marchandises et des personnes et alimenter l’équipement industriel. Les émissions causées par la combustion de combustibles fossiles, y compris ceux utilisés pour la production d’énergie, représentaient 81 % des émissions de GES au Canada en 2013^{Référence 3}. Les émissions restantes proviennent de sources non énergétiques comme les processus agricoles et industriels et la manutention des déchets.
• La figure 2.12 compare les émissions de GES liées à l’énergie entre les provinces et les territoires en 2005 et en 2013, la dernière année pour laquelle ces données sont disponibles auprès d’Environnement et Changement climatique Canada. De 2005 à 2013, les émissions totales de GES au Canada ont régressé de 3 %, soit 23 mégatonnes (Mt) d’équivalent de dioxyde de carbone  (CO₂). Cette diminution est principalement due à une chute des émissions électriques en raison de la baisse de production à base de charbon et de l’augmentation de production renouvelable, ainsi que de la baisse d’émissions industrielles associée au ralentissement économique mondial de 2008-2009. Cependant, cette baisse a été contrebalancée par une augmentation des émissions du secteur de production pétrolière et gazière, attribuable à une production accrue.
• Ces tendances nationales se retrouvent dans les résultats régionaux. Par exemple, la baisse des émissions de l’Ontario est associée à l’abandon de ses centrales alimentées au charbon, alors que l’augmentation des GES en Alberta suit les tendances de la demande illustrées à la figure 2.9, où la consommation d’énergie et la croissance économique étaient stimulées par la hausse de la production de pétrole au cours de cette période.

Figure 2.12 - Émissions de GES liées à l’énergie selon la province ou le territoire en 2005 et en 2013

Source: Environnement et Changement climatique Canada

• Dans le scénario de référence, la consommation totale d’énergie produite au moyen de combustibles fossiles augmente de 22 % de 2014 à 2040, une augmentation moyenne de 0,8 % par année. Cela suppose une tendance à la hausse des émissions de GES. Ces augmentations sont quelque peu contrebalancées par une croissance plus rapide des combustibles à intensité d’émissions moindre, comme le gaz naturel, et par une croissance plus lente des combustibles à intensité d’émissions plus élevée comme le charbon et les produits pétroliers raffinés. La figure 2.13 illustre la croissance de la consommation d’énergie produite au moyen de combustibles fossiles du scénario de référence selon la province ou le territoire de 2014 à 2040.

Figure 2.13 - Pourcentage de croissance de la demande totale de combustibles fossiles, de 2014 à 2040 – Scénario de référence

• Les projections de la demande de combustibles fossiles dans le rapport AE 2016 tiennent seulement compte des politiques et des programmes en vigueur au moment de l’analyse à l’été 2015. Dans les derniers mois, plusieurs événements marquants au niveau provincial, largement en rapport avec la récente Conférence de Paris sur le climat, ont eu lieu et sont la source d’une incertitude considérable en ce qui concerne ces projections. Ces événements sont les suivants :
  • Au printemps 2015, le gouvernement de l’Alberta a mis sur pied un comité consultatif chargé d’examiner les politiques climatiques de la province et de donner des conseils sur une nouvelle série de politiques. En novembre 2015, le groupe a formulé un large éventail de recommandations stratégiques dans son rapport au ministre. L’adoption d’un prix unique pour les émissions de GES constituait l’une des recommandations du groupe^{Référence 4}.
  • Au début de décembre 2015, les premiers ministres du Québec, de l’Ontario, et du Manitoba ont signé un protocole d’entente, lequel vise à faciliter le raccordement des futurs systèmes de plafonnement et d’échange d’émissions des deux dernières provinces avec celui déjà en place dans la première^{Référence 5}. À la fin du mois de février, l’Ontario a affiché son projet de règlement sur le plafonnement et l’échange pour une période de commentaires de la part du public et des parties prenantes^{Référence 6}.
  • En avril 2015, la Colombie-Britannique a annoncé la formation d’une équipe de direction sur le climat devant fournir des recommandations fondées en vue d’élargir la portée du plan d’action de la province en la matière. L’équipe de direction a publié son rapport à la fin d’octobre 2015^{Référence 7}, dans lequel elle présente 32 recommandations visant notamment l’élaboration de plusieurs nouvelles stratégies et, à compter de 2018, une augmentation de 10 $ par année de la taxe provinciale sur le carbone, qui est actuellement de 30 $ la tonne.
  • Vers la fin du mois de novembre, à la rubrique de la capacité de production d’électricité en Saskatchewan, le gouvernement de la province et SaskPower ont annoncé vouloir faire passer la part des énergies renouvelables à 50 %^{Référence 8}. On prévoit que cette augmentation découlera d’un recours accru à l’éolien ainsi qu’à d’autres formes d’énergies renouvelables comme l’hydroélectricité, le solaire, la biomasse et la géothermie.

Date de modification :

2023-11-29