Avenir énergétique du Canada en 2016 – Perspectives provinciales et territoriales

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• La Colombie-Britannique mène sur le plan de la croissance de la production de gaz naturel au Canada. On prévoit une hausse de la production de gaz naturel en Colombie-Britannique dans tous les scénarios. Dans le scénario de référence, la production de gaz naturel de la province atteint 8,2 Gpi³/j, une augmentation comparativement au niveau de 4,0 Gpi³/j en 2014. Cette augmentation est attribuable aux exportations présumées de 2,5 Gpi³/j de GNL d’ici 2023. En ce qui a trait à la production d’électricité au Canada, la part de la Colombie-Britannique augmente considérablement, passant de 27 à 46 % de 2014 à 2040.
• Les prix du gaz naturel et les exportations de GNL constituent les principales sources d’incertitude pour la Colombie-Britannique. Les tendances en matière de production de gaz naturel, de croissance économique et de demande d’énergie varient grandement dans les scénarios de prix et de GNL. Dans les scénarios de prix élevés et de GNL élevé, la production augmente à 10,5 Gpi³/j et 11,5 Gpi³/j, respectivement. Dans les scénarios de prix bas et de GNL zéro, les augmentations sont limitées à 7,3 Gpi³/j et 6,0 Gpi³/j, respectivement.
• On prévoit que la Colombie-Britannique ajoutera près de 5 000 MW de capacité de production d’électricité au cours de la période de projection. Cela comprend plusieurs grandes installations hydroélectriques (Mica 5 et 6, Site C et Revelstoke 6) et ajouts de capacité de production à partir d’énergie renouvelable (vent, biomasse et gaz naturel).
• L’économie et la consommation d’énergie de la province croissent plus rapidement que la moyenne canadienne au cours de la période visée. La demande d’énergie pour utilisation finale de la Colombie-Britannique augmente à un taux de croissance annuel moyen de 0,9 % au cours de la période de projection, passant de 1 180 à 1 495 PJ de 2014 à 2040. C’est plus élevé que la croissance canadienne de la demande pour utilisation finale de 0,7 %, qui est attribuable à la plus grande croissance économique de la province et à la hausse de la consommation d’énergie associée à une plus forte production de gaz naturel et à son transport, ainsi qu’à la liquéfaction de GNL.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• La production de pétrole diminue dans tous les scénarios sauf dans celui de prix élevés. Bien que la Saskatchewan demeure le plus grand producteur de pétrole lourd classique dans le scénario de référence, la production totale de pétrole baisse de 16 % par rapport à 2014, passant de 509 à 429 milliers de barils par jour (kb/j) d’ici 2040. Le scénario de prix élevés est le seul scénario dans lequel la production augmente d’ici 2040, atteignant 532 kb/j. Dans le scénario de prix bas, la production de pétrole diminue à 343 kb/j d’ici 2040.
• Une nouvelle capacité de production d’électricité sera requise pour répondre à la demande et remplacer les centrales au charbon mises hors service. Au cours de la période de projection, la demande d’électricité de la Saskatchewan augmente à un taux annuel moyen de 1,1 %, ou environ 7 TWh. Dans le rapport AE 2016, la croissance de la demande et le remplacement du charbon sont satisfaits principalement par la production de gaz naturel, qui augmente de 8 500 à 20 500 gigawattheures (GWh) de 2014 à 2040. En 2014, l’unité numéro 3 de la centrale de Boundary Dam est devenue la première centrale au charbon commerciale à utiliser une technique de capture et stockage de carbone (CSC). Une autre centrale au charbon utilisant la technique CSC sera ajoutée ultérieurement durant la période étudiée.
• La part des formes d’énergies renouvelables dans la composition de la capacité de production d’électricité devrait croître considérablement. À l’automne 2015, la Saskatchewan a annoncé un objectif de 50 % d’énergie renouvelable d’ici 2030. Dans les projections du rapport AE 2016, qui ont été effectuées avant cette annonce, la part de la capacité de production d’énergie renouvelable augmente de 25 à 40 % au cours de la période visée.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• La capacité de production d’hydroélectricité du Manitoba augmente de plus de 2 000 MW. Le rapport AE 2016 tient pour acquis que les installations hydroélectriques Keeyask et Conawapa seront construites au cours de la période de projection, ce qui mène à une importante hausse de l’exportation d’électricité de la province. Depuis la dernière décennie, le Manitoba a exporté des surplus d’électricité aux États-Unis et aux provinces avoisinantes. Stimulées par des contrats à long terme et l’ajout des installations Keeyask et Conawapa, les exportations du Manitoba aux États-Unis devraient augmenter d’ici la fin de la période de projection.
• La consommation d’énergie de la province croît plus lentement que la moyenne nationale. La demande pour utilisation finale du Manitoba augmente à un taux moyen de 0,5 % par année au cours de la période étudiée, passant de 315 à 358 PJ de 2014 à 2040. Cette croissance est inférieure au taux annuel de 0,7 % de la demande d’énergie pour utilisation finale au Canada. Elle suit les tendances de la croissance économique, où le taux de croissance annuel moyen du PIB de la province de 1,5 % est également ralenti par rapport au taux de 1,7 % du Canada.
• Sa production de pétrole diminue dans tous les scénarios. Stimulée par des activités de mise en valeur de pétrole de réservoirs étanches, la production de pétrole du Manitoba a rapidement augmenté de 2010 à 2013, atteignant 55,5 kb/j. La production a chuté en 2014 à 46,0 kb/j; elle devrait continuer de diminuer comme en font état tous les scénarios du rapport AE 2016 et grimper à 14 kb/j d’ici 2040. Cette diminution reflète le potentiel limité actuel des ressources pétrolières des réservoirs étanches au Manitoba. Les différents prix dans les divers scénarios ont une incidence sur la vitesse du déclin de la production.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• La récente mise hors service de centrales au charbon et la remise à neuf planifiée de réacteurs nucléaires en Ontario stimulent la croissance de la capacité de production provenant de sources d’énergie renouvelable et de gaz naturel. Au cours de la période de projection, on prévoit que l’Ontario ajoutera plus de 11 gigawatts (GW) de nouvelle capacité de production. L’énergie éolienne, solaire et le gaz naturel composeront 90 % des nouveaux ajouts, augmentant respectivement de 4,8, 3,2 et 2,3 GW. L’Ontario a le plus important déploiement d’installations solaires et éoliennes au Canada avec une capacité installée combinée de plus de 4 000 MW. D’ici 2040, on estime que sa capacité de production éolienne, solaire et bioénergétique atteindra 12 497 MW, représentant 28 % de l’offre totale.
• La demande d’électricité augmente modestement, mais n’atteint pas les sommets de 2008. Le ralentissement économique de 2008 a entraîné une longue période de repli des secteurs minier et manufacturier énergivores de l’Ontario. La demande d’énergie dans la province est toujours sous le sommet atteint en 2008 et ne devrait pas le dépasser durant la période de projection. L’expansion éventuelle du secteur industriel de l’Ontario constitue un élément d’incertitude de première importance relativement à la demande d’électricité. En particulier, la future croissance accélérée du secteur minier pourrait mener à une plus grande croissance de la demande d’électricité dans la province.
• La demande d’énergie pour utilisation finale augmente légèrement au cours de la période de projection. La demande totale d’énergie pour utilisation finale passe de 3 045 à 3 380 PJ au cours de la période de projection, alors que les baisses dans le secteur des transports sont contrebalancées par des gains dans les secteurs industriel, commercial et résidentiel. Les scénarios de sensibilité du rapport AE 2016 ont peu d’effets sur la demande d’énergie pour utilisation finale de l’Ontario, les scénarios de prix élevés et de prix bas affichant respectivement une demande de 3 259 PJ et 3 544 PJ d’ici 2040.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• D’ici 2040, on prévoit que le Québec ajoutera 6 000 MW de nouvelle capacité de production d’énergie éolienne et hydroélectrique. On prévoit ajouter près de 3 000 MW de nouvelle capacité hydroélectrique au cours de la période de projection. Les principaux ajouts comprennent : Petit Mécatina 1 à 4 (de 2028 à 2031) et Romaine 1 à 4 (de 2016 à 2021). D’ici 2040, la capacité de production éolienne, solaire et bioénergétique devrait atteindre 5 571 MW. L’énergie éolienne représente la plus grande part de la croissance des énergies renouvelables, avec près de 3 000 MW de nouveaux ajouts. On prévoit que les exportations d’électricité du Québec demeurent fortes durant la période visée. Récemment, l’Ontario et le Québec ont signé un protocole d’entente pour échanger de l’électricité.
• La consommation d’énergie au Québec est stagnante dans le scénario de référence. La demande d’énergie pour utilisation finale croît légèrement, soit de 1 803 à 1 847 PJ de 2014 à 2040. Cette croissance limitée découle de baisses dans les secteurs résidentiel et des transports, et contrebalance la plupart des gains dans les secteurs commercial et industriel. Cette croissance relativement stagnante est influencée par la participation du Québec à un système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de GES avec la Californie, et à des politiques climatiques connexes. L’électricité représente la majorité de la croissance de la demande de la province au cours de la période de projection, passant de 112 à 786 PJ d’ici 2040.
• La demande demeure inférieure au sommet de 2007 pendant toute la période étudiée. La demande d’énergie pour utilisation finale du Québec a rapidement diminué de son sommet de 2007 (1 954 PJ) alors que son secteur manufacturier a fait face à une importante contraction en raison du ralentissement économique de 2008. La demande pour utilisation finale augmente de 44 PJ pour atteindre 1 847 PJ en 2040, mais demeure en dessous du sommet de 2007 pour toute la période de projection. Les prix plus bas de l’énergie font légèrement augmenter la demande à 1 890 PJ en 2040 dans le scénario de prix bas, alors que les prix plus élevés font baisser la demande à 1 816 PJ d’ici 2040 dans le scénario de prix élevés.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• Le Nouveau-Brunswick maintient un bouquet énergétique diversifié. L’offre d’électricité du Nouveau-Brunswick provient de diverses sources, ce qui ne devrait pas changer au cours de la période de projection. Le Nouveau-Brunswick possède une norme de portefeuille renouvelable (NPR) qui cible 40 % de l’offre d’énergie renouvelable d’ici 2020. Cette NPR couvre l’électricité produite ou importée provenant de sources d’énergie renouvelable. Au cours de la période étudiée, on prévoit que près de 130 MW de nouvelle capacité de production éolienne et solaire seront mis en service. Conformément au plan de ressources intégré du Nouveau-Brunswick, la centrale au charbon Belledune devrait demeurer en service au cours de la période de projection.
• La demande d’énergie pour utilisation finale augmente en général, mais baisse après 2025. Les hausses à moyen terme dans la construction et le secteur manufacturier font en sorte que la demande d’énergie pour utilisation finale augmente au-dessus du niveau de 2014 de 239 PJ et atteint un sommet à 263 PJ en 2025. La demande diminue à 254 PJ d’ici 2040, principalement en raison de la croissance stagnante dans ces industries et la demande à la baisse pour le transport de personnes. Les scénarios de prix bas et de prix élevés influent sur les projections comme prévu, avec les prix plus bas de l’énergie dans le scénario de prix bas faisant grimper la demande pour utilisation finale à 270 PJ en 2040 et les prix plus élevés du scénario de prix élevés faisant diminuer la demande de 2040 à 243 PJ.
• La demande de gaz naturel augmente et baisse par la suite compte tenu de la réduction de l’utilisation pour la production d’électricité et de l’augmentation de la consommation dans les secteurs industriel et commercial. La demande de gaz naturel augmente à moyen terme et diminue par la suite à mesure que des installations à cycle combiné alimentées au gaz naturel sont mises hors service au milieu des années 2020, comme il est suggéré dans le dernier plan de ressources intégré de la province. En plus de la baisse de la demande résidentielle, ces mises hors service contrebalancent les gains dans la demande de gaz commerciale et industrielle, faisant en sorte que la demande ne croît que de 32 à 33 PJ de 2014 à 2040.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• Au cours de la période de projection, la part de sources d’énergie renouvelable de la Nouvelle-Écosse devrait augmenter. La Nouvelle-Écosse a une norme en matière d’électricité renouvelable prescrite par la loi qui exige que 40 % de l’électricité de la province provienne d’énergie renouvelable d’ici 2020. Le rapport AE 2016 prévoit que cette norme sera respectée grâce à la production éolienne, hydroélectrique et à partir de la biomasse, avec une source d’énergie renouvelable supplémentaire provenant de Muskrat Falls au Labrador. Une proportion de 20 % de l’énergie produite par cette centrale sera réservée à la Nouvelle-Écosse et des quantités supplémentaires seront probablement transférables à la province. En 2014, le gouvernement fédéral et le gouvernement de la Nouvelle-Écosse ont passé un accord d’équivalence selon lequel les lois provinciales fixant les limites pour les émissions de GES, établies en tonnes d’équivalent CO₂, sont considérées comme équivalentes aux dispositions correspondantes de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement et de la réglementation sur la réduction, à condition que certaines limites d’émissions soient respectées.
• La production de gaz naturel au large de la province faiblit au cours de la période étudiée. La production de Deep Panuke diminue de façon constante d’un taux annuel de 199 Mpi³/j en 2014; l’exploitation est maintenant limitée à la saison hivernale. La production du projet énergétique extracôtier de l’île de Sable est aussi en déclin, de son taux annuel de 123 Mpi³/j en 2014. Il est probable que l’exploitation de ces deux projets cessera bien avant 2040, mais le moment exact reste incertain. L’exploration en mer sur la côte Est continue et de futures découvertes et mises en valeur dans ces régions représentent une importante source d’incertitude quant à l’offre d’énergie et aux projections de demande d’énergie pour la Nouvelle-Écosse.
• La demande d’énergie pour utilisation finale diminue pendant la période de projection en raison des déclins industriels et des projections de croissance du PIB et de la population. La demande d’énergie pour utilisation finale diminue de 200 à 176 PJ de 2014 à 2040. Cela est principalement attribuable à la diminution d’énergie associée à la baisse de la production de gaz naturel. La lente croissance du PIB, la croissance déclinante de la population et l’amélioration de l’efficacité énergétique contribuent à une baisse de la demande dans les secteurs résidentiel, commercial et des transports. La demande croissante du secteur manufacturier, entraînée par la croissance de la construction de bateaux, contrebalance certaines de ces diminutions.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• La demande d’énergie pour utilisation finale augmente au cours de la période de prévision en raison de l’augmentation de l’activité manufacturière. La demande d’énergie pour utilisation finale de l’Île-du-Prince-Édouard passe de 26 PJ en 2014 à tout juste en dessous de 29 PJ en 2040. Cela est le résultat de hausses dans les secteurs résidentiel, commercial et industriel contrebalançant une légère baisse dans le secteur des transports. Les prix plus élevés de l’énergie dans le scénario de prix élevés réduisent la croissance de la demande pour utilisation finale à 27 PJ en 2040. D’un autre côté, les prix plus bas de l’énergie dans le scénario de prix bas entraînent une plus grande demande pour utilisation finale d’un peu plus de 29 PJ d’ici 2040.
• La demande d’électricité augmente constamment, stimulée par la consommation dans les bâtiments et le secteur manufacturier. La demande d’électricité augmente de 0,6 TWh au cours de la période de prévision pour atteindre 2,4 TWh en 2040 et 57 % de cette augmentation est attribuable au secteur manufacturier. Les bâtiments résidentiels et commerciaux contribuent à 40 % de l’augmentation.
• La production d’énergie éolienne continue de croître pendant la période de projection. Depuis 2005, la capacité de production éolienne à l’Île-du-Prince-Édouard a rapidement augmenté. En 2014, la capacité éolienne était de 197 MW. D’ici 2040, on prévoit que la capacité éolienne augmentera à 267 MW, produisant 855 gigawattheures (GWh). Cela est équivalent à 36 % de la demande d’électricité de la province en 2040. L’Île-du-Prince-Édouard dépend des importations du Nouveau-Brunswick pour la majeure partie de sa demande d’électricité et continue d’en dépendre au cours de la période de projection.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• La production d’électricité de Terre-Neuve-et-Labrador sera encore plus dominée par l’hydroélectricité. Avec l’achèvement de Muskrat Falls en 2018, plus de 98 % de la production de la province proviendra de l’hydroélectricité, et les exportations vers les provinces avoisinantes et les États-Unis devraient augmenter. Un accord d’exportation à long terme avec la Nouvelle-Écosse permettra l’exportation d’au moins 20 % de la production de Muskrat Falls.
• La production extracôtière de pétrole augmente à moyen terme dans tous les scénarios; cependant, le moment de la hausse de production varie selon le scénario. La production à moyen terme à Terre-Neuve-et-Labrador sera appuyée par de nouveaux gisements mis en exploitation. Cela comprend les gisements supplémentaires Hibernia South et White Rose, ainsi que le gisement Hebron dont la mise en exploitation est prévue pour 2017. Tous les scénarios reposent sur l’hypothèse de la découverte d’un gisement extracôtier de 500 Mb avec une année d’exploitation variable : 2025 dans le scénario de référence, 2023 dans le scénario de prix élevés et 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. L’exploration en mer sur la côte Est continue et de futures découvertes et mises en valeur dans ces régions représentent une importante source d’incertitude quant à l’offre d’énergie et aux projections de demande d’énergie pour Terre-Neuve-et-Labrador.
• La demande d’énergie pour utilisation finale augmente à moyen terme, mais baisse par la suite. Dans le scénario de référence, la demande pour utilisation finale atteint un sommet de 160 PJ en 2025, stimulée par des hausses de la demande des secteurs du transport de marchandises, de l’exploitation minière et de la production de pétrole. Au cours de la période de projection, une forte croissance de la demande d’énergie pour l’exploitation minière est largement contrebalancée par les réductions de la demande associées à la baisse de la production de pétrole. La demande du secteur du transport de marchandises est relativement stagnante de 2025 à 2040 en raison de la diminution de la croissance du PIB.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• La demande est instable à cause du secteur minier. Le Yukon a la projection de consommation d’énergie la plus instable des provinces et territoires. Sa demande pour utilisation finale augmente de 53 % par rapport à 2014 en six ans, atteignant un sommet de 7,7 PJ en 2021 et diminuant par la suite à 5,9 PJ d’ici 2040. Cette instabilité est attribuable à la mise en service et hors service prévue de plusieurs projets miniers d’envergure. Malgré l’instabilité, la demande du secteur minier augmentera à un taux annuel moyen de 0,8 % pendant la période de projection.
• La répartition des sources d’énergie demeure la plus diversifiée des territoires. Alors que les produits pétroliers représenteront environ entre 65 et 74 % de la répartition des sources d’énergie du territoire au cours de la période étudiée, le Yukon ajoutera plus de ressources renouvelables, d’hydroélectricité et de gaz naturel à son bouquet énergétique que tous les autres territoires et l’Île-du-Prince-Édouard.
• Le Yukon devrait ajouter 200 MW de capacité de production d’électricité au cours de la période de projection. En 2014, plus de 93 % de la production d’électricité du Yukon provenait de l’hydroélectricité alors que le diesel représentait les 7 % restants. Au cours de la période de projection, le Yukon devrait ajouter plus de 200 MW de nouvelle capacité. Ces ajouts reflètent une répartition diversifiée des sources d’énergie comprenant la biomasse, l’énergie géothermique, l’hydroélectricité, l’énergie éolienne et le gaz naturel. D’ici la fin de la période visée, 75 % de la production d’électricité du Yukon proviendra des centrales hydroélectriques et 11 % des autres ressources renouvelables.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• La production de pétrole et de gaz naturel diminue pendant la période visée dans tous les scénarios. La production de pétrole et de gaz naturel aux Territoires du Nord-Ouest diminue de façon constante au cours de la période visée, avec la production de gaz naturel atteignant zéro en 2037 et la production de pétrole chutant à 2,8 kb/j en 2040. L’exploration aux Territoires du Nord-Ouest continue et de futures découvertes et mises en valeur dans les régions représentent une importante source d’incertitude quant à l’offre d’énergie et aux projections de demande d’énergie pour ce territoire.
• La production réduite de gaz naturel cause la baisse de la consommation de gaz naturel; d’autres combustibles constituent les parts dans le marché du chauffage. La baisse de la production de gaz naturel dans la région fait diminuer sa disponibilité et, par conséquent, sa demande dans le territoire. Cela réduit la demande d’énergie pour utilisation finale de 2,8 à 0,4 PJ de 2014 à 2040. Cette demande déclinante permettra d’améliorer la pénétration de la biomasse, particulièrement dans les secteurs résidentiel et commercial, où on prévoit qu’elle augmentera de 11 % de la répartition des sources d’énergie en 2014 à 18 % d’ici 2040. L’utilisation d’huile de chauffage et de propane augmente également au cours de la période de projection. Le propane mélangé à de l’air pour former du gaz naturel synthétique est utilisé dans des réseaux de distribution de gaz naturel établis à Inuvik et à Norman Wells.
• Les génératrices au diesel demeureront la principale source d’électricité. Comparativement au reste du Canada, les Territoires du Nord-Ouest font face à un défi unique, soit des connexions de transport limitées et des petites collectivités largement dispersées. Le diesel et l’hydroélectricité fournissent la majorité de la demande d’électricité de la région. La production au diesel devrait croître avec plus de 60 MW de nouvelle capacité dont l’exploitation devrait commencer à la fin de la période de projection. De plus, divers ajouts devraient être mis en service, y compris la capacité provenant de la biomasse, de l’énergie solaire, de l’énergie éolienne et du gaz naturel.

Les résultats reposent sur le scénario de référence à moins d’indication contraire.

• La demande d’énergie augmente modérément au cours de la période de projection. La demande pour utilisation finale au Nunavut augmente à un taux annuel moyen de 0,3 % au cours de la période de projection, atteignant un sommet à 4,0 PJ en 2027 et maintenant ce niveau jusqu’en 2040. Les prix élevés de l’énergie dans le scénario de prix élevés réduisent la demande pour utilisation finale à 3,8 PJ, tandis que les prix bas de l’énergie dans le scénario de prix bas l’augmentent à 4,2 PJ au cours de la période visée.
• La croissance de la demande industrielle est attribuable à l’activité minière. La demande industrielle est principalement attribuable à l’agrandissement du projet d’exploitation du minerai de fer Mary River de Baffinland qui devrait être mis sur pied en 2017. La part d’extraction de métaux de la demande pour utilisation finale augmente de 16 à 20 % au cours de la période de projection.
• Les produits pétroliers raffinés continuent de dominer le bouquet énergétique. Les produits pétroliers continueront de constituer plus de 94 % de la répartition des combustibles primaires jusqu’en 2040, mais en 2019, on suppose que le Nunavut ajoutera une nouvelle centrale hydroélectrique de 15 MW, le projet hydroélectrique Iqaluit. Cette nouvelle centrale représentera 40 % (70 GWh) de la production annuelle, réduisant la production de diesel à 105 GWh.