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Hypothèses

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L’Avenir énergétique 2019 comprend une mise à jour des projections relatives au scénario de référence. Celui-ci s’appuie sur les perspectives économiques actuelles, sur une vision modérée des prix de l’énergie et des améliorations technologiques ainsi que sur les politiques énergétiques ou climatiques déjà annoncées au moment de l’analyse, qui sont suffisamment détaillées pour les besoins de la modélisation.

Les perspectives reposent sur une série d’hypothèses quant aux tendances futures, lesquelles sont nécessaires aux fins des projections à long terme. Il s’agit de facteurs, tels que les politiques et règlements sur les changements climatiques, le rythme de l’évolution des technologies, les marchés pétrolier et gazier (tant intérieurs qu’étrangers), l’infrastructure, les grands projets d’électricité et les coûts liés à la nouvelle capacité de production d’électricité. De plus amples renseignements sur les hypothèses avancées pour chacun des scénarios sont fournis ci-après.

Hypothèses générales relatives au scénario de référence

  • Infrastructure et marchés – Les hypothèses visant l’infrastructure tiennent compte, à court terme, des projets pipeliniers en place et de ceux dont la date d’achèvement a été annoncée. La présente analyse ne constitue pas une prédiction ou encore un appui à un projet particulier. Elle repose sur des hypothèses avancées à cette fin. L’une d’entre elles suppose ainsi qu’après 2025, l’infrastructure nécessaire est en place pour transporter la production énergétique et que celle-ci a trouvé des débouchés.

  • Prix de l’énergie – Les hypothèses posées en matière de prix sont le fruit d’un consensus d’opinions de divers organismes prévisionnistes et de l’analyse de la Régie. De nombreux facteurs pourraient avoir une incidence sur les futures tendances de prix, tels que la conception de nouvelles technologies de même que les répercussions, sur la demande de pétrole et de gaz naturel à long terme, des politiques internationales visant les changements climatiques.

  • Buts et cibles – Les buts et cibles, en matière de climat ou autre, ne sont pas expressément modélisés sauf s’ils sont visés par une politique ou un cadre de réglementation en particulier.

  • Politiques – Les buts et cibles, en matière de climat ou autre, ne sont pas expressément modélisés. Les politiques en vigueur sont plutôt intégrées au scénario de référence. Les politiques, dont celles relatives au climat, qui contiennent suffisamment de précisions pour permettre une modélisation ou faire une supposition y sont elles aussi intégrées. Il pourrait s’agir, notamment, de diverses hypothèses simplificatrices afin de tenir compte des systèmes de tarification du carbone.

  • Percées technologiques – Le scénario de référence suppose de modestes percées technologiques, notamment par rapport aux gains d’efficience ou réductions de coûts pour ce qui est des ressources renouvelables, comparables aux tendances actuelles.

L’Avenir énergétique 2019 offre une amorce de discussion

Il importe de noter que les projections contenues dans l’Avenir énergétique 2019 se veulent le point de départ d’un dialogue sur l’avenir énergétique du Canada, et non une prédiction de la Régie au sujet d’événements qui surviendront à l’avenir. Les projections sont fondées sur des hypothèses qui permettent une analyse des divers résultats possibles. Les hypothèses formulées au sujet de l’infrastructure énergétique actuelle ou future ou de l’évolution des marchés énergétiques sont théoriques et n’ont aucune incidence sur une quelconque instance de réglementation, en cours ou à venir, de la Régie.

Les imprévus sont presque inévitables pendant la période de projection, qu’ils dérivent d’événements géopolitiques ou de percées technologiques. Par ailleurs, de nouvelles informations deviendront disponibles, et les tendances, les politiques et la technologie évolueront. Le présent rapport ne constitue pas une analyse d’impact officielle ou définitive d’une politique publique donnée et il ne vise pas à montrer la manière d’atteindre des buts particuliers, comme les objectifs climatiques du Canada.

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Politiques climatiques

L’Avenir énergétique 2019 intègre de nombreuses politiques climatiques en place ou annoncées récemment. La décision d’intégrer ou non une politique à l’analyse a été prise en fonction des critères suivants :

  • la politique a été rendue publique avant le 1er août 2019;
  • la politique est décrite de maniére suffisamment détaillée pour en permettre la modélisation[3];
  • les objectifs visés et les cibles à atteindre, notamment à la suite d’engagements pris par le Canada sur la scène internationale en matière de changements climatiques, ne sont pas explicitement modélisés, mais les politiques annoncées qui sont en place et qui visent l’atteinte de telles cibles sont incluses dans la modélisation et l’analyse.

Les principaux règlements et politiques qui ont été inclus aux projections de l’Avenir énergétique 2019 sont indiqués ci-après.

  • Tarification du carbone – Le rapport tient compte des systèmes provinciaux et territoriaux de tarification du carbone, de même que du filet de sécurité fédéral sur la tarification du carbone. À l’heure actuelle, l’adoption de systèmes de tarification du carbone varie d’une province à l’autre; le site d’Environnement et Changement climatique Canada renferme des renseignements détaillés à ce sujet. Pour les provinces qui n’ont pas annoncé leur propre mécanisme de tarification, et pour celles qui l’on fait, mais qui appliquent un tarif inférieur au filet de sécurité fédéral, on utilisera le barème fédéral, soit un prix relevé à 50 $ la tonne en 2022, qui demeure à ce niveau jusqu’à la fin de la période. En ce qui concerne les provinces qui ont adopté un programme de plafonnement et d’échange, comme le Québec et la Nouvelle-Écosse, le prix du carbone varie selon le marché ainsi que l’offre et la demande de droits d’émission. L’Avenir énergétique 2019 a là aussi recours, comme dans le cas des prix du pétrole brut et du gaz naturel, à des hypothèses simplificatrices. Le rapport suppose que le prix du carbone dans ces provinces se situera sous la barre du filet de sécurité fédéral au début des années 2020, qu’il atteindra 50 $ la tonne en 2025 et qu’il demeurera à ce niveau jusqu’à la fin de la période.

  • Élimination progressive du charbon – Conformément à la réglementation fédérale, le charbon sera progressivement éliminé, d’ici 2030, des sources de production d’électricité. La capacité restante est attribuable aux ententes d’équivalences conclues dans certaines provinces et aux centrales équipées d’une capacité de captage et de stockage du CO2 (« CSC »).

  • Réglementation de l’efficacité énergétique – Une série de politiques et règlements exercent une influence sur l’efficacité énergétique; les principaux ont trait aux normes visant les émissions des véhicules de transport (véhicules à passagers, véhicules lourds), les appareils ménagers et les bâtiments.

  • Soutien aux véhicules électriques – Un grand nombre de provinces ont instauré des politiques et initiatives de soutien aux véhicules produisant peu d’émissions ou à émission zéro, notamment le mandat du Québec et la loi de la Colombie-Britannique à ce sujet. Au nombre des mesures prises par le gouvernement fédéral se trouvent les subventions pour les véhicules électriques et l’appui à une infrastructure de bornes de recharge par l’entremise du Programme d’infrastructure pour les véhicules à émission zéro.

  • Soutien aux énergies renouvelables – Le gouvernement fédéral de même que plusieurs provinces et territoires soutiennent les énergies renouvelables de diverses manières, notamment à l’aide de grandes stratégies visant l’énergie, assorties d’objectifs ciblés en matière d’énergie renouvelable à l’intention des services publics. Il s’agit d’un thème en évolution depuis quelques années. L’Avenir énergétique 2019 tient compte de l’annulation récente du Renewable Electricity Program (programme pour l’électricité renouvelable) ou REP en Alberta, de même que de la résiliation de contrats visant des énergies renouvelables en Ontario.

La politique climatique continue d’évoluer, grâce à tous les ordres de gouvernement, qui travaillent à élaborer des politiques, règlements et normes. Plusieurs initiatives politiques visant à appuyer la transition du Canada à une économie à faibles émissions de carbone sont encore en cours d’élaboration; les projections aux présentes n’en tiennent donc pas compte. Il s’agit, entre autres, de la Norme sur les combustibles propres[4], des codes visant des bâtiments à consommation énergétique nette zéro et d’autres mesures que prendront les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux. Environnement et Changement climatique Canada communique des renseignements sur les politiques prévues et sur l’incidence de celles-ci sur les projections relatives aux émissions.

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Avancées technologiques

Les avancées technologiques peuvent avoir une grande incidence sur la filière énergétique. En effet, les avancées technologiques des dix dernières années ont permis d’accéder à des combustibles fossiles autrefois inaccessibles, ont fait chuter les coûts associés à la production d’électricité au moyen d’énergie solaire et éolienne et ont entraîné des améliorations sur le plan de l’efficacité énergétique, plus particulièrement de la consommation et de la production.

Les projections présentées supposent des avancées technologiques modérées, notamment des gains en efficacité énergétique et une réduction des coûts liés aux technologies bien établies. Il existe toutefois un potentiel élevé d’avancées technologiques dans toute la filière énergétique; par exemple, l’amélioration du rendement et de la rentabilité pour tous les types de production d’électricité et la conception de technologies pour appuyer la transition à une économie sobre en carbone. Il est difficile de déterminer avec justesse, parmi les technologies émergentes, celles qui remporteront le plus grand succès auprès des utilisateurs. La forme que prendront les percées à venir est tout aussi nébuleuse. Le taux d’adoption des technologies émergentes est une source d’incertitude dans les projections avancées dans l’Avenir énergétique 2019.

  • Baisse des coûts associés aux énergies renouvelables

  • Baisse des coûts associés aux véhicules électriques à batterie et au stockage des batteries

  • Croissance des combustibles de remplacement, tels que le gaz naturel renouvelable et l’hydrogène

  • Gains en productivité dans le domaine de l’extraction de pétrole et de gaz

  • Gains en efficacité énergétique pour les utilisateurs finaux (baisse de la consommation d’essence et gains en efficience sur le plan des technologies de chauffage)

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Marchés et infrastructures du pétrole brut et du gaz naturel

Le Canada est un important producteur de pétrole brut et de gaz naturel. Le prix de ces produits influe grandement sur la croissance future de la production. Ce prix, dans le monde, constitue un élément de première importance de la filière énergétique canadienne et il varie en fonction de facteurs propres à l’offre et à la demande internationales.

Récemment, les prix de référence du pétrole brut et du gaz naturel du Canada (tels que le WCS, pour le pétrole brut, et le prix au carrefour NIT, pour le gaz naturel) sont soumis aux pressions d’une capacité de transport limitée. Ces pressions sont le résultat de l’accroissement de la capacité pipelinière qui n’arrive plus à tenir le rythme de l’augmentation de la production. Il s’est ainsi creusé un écart marquésupérieur à la normale entre les prix de référence canadiens et internationaux. Pour le resserrer, les provinces ont instauré des politiques en plus des projets pipeliniers prévus qui sont en cours de construction. Il s’agit notamment de la réduction obligatoire de la production de pétrole brut imposée par l’Alberta au début de 2019 et qui, selon une annonce récente, doit durer jusqu’à la fin de 2020.

La figure 1 illustre les hypothèses avancées dans l’Avenir énergétique 2019 quant aux prix de référence Brent, West Texas Intermediate, ou WTI, et WCS. On y voit que les prix du Brent et du WTI augmentent graduellement pendant la période de projection, car, selon toute attente, le mondial devra se tourner, pour répondre à la demande, vers des ressources coûteuses à produire. L’augmentation est graduelle, du fait d’une offre robuste de pétrole de réservoirs étanches, peu coûteux, qui exerce une pression à la baisse sur les prix, laquelle est principalement attribuable à la mise en valeur rapide du bassin permien, dans le sud des États-Unis. L’hypothèse relative au prix du Brent, établi à environ 75 $ US/b en dollars de 2018, doit permettre d’atteindre, à long terme, un bon équilibre entre l’offre et la demande, compte tenu des hypothèses à la base du scénario de référence, fondées sur les mesures politiques en vigueur et des avancées technologiques modérées.

L’Avenir énergétique 2019 suppose que le brut lourd de référence se négocie, par rapport au WTI, à un prix d’escompte qui correspond à la moyenne historique. À court terme, le prix est principalement fonction de la politique de réduction obligatoire de l’Alberta, de l’incidence des normes établies par l’Organisation maritime internationale en 2020[5]de pressions à la hausse sur les prix du brut lourd, imputables aux récentes interruptions de l’approvisionnement au Vénézuéla et des sanctions américaines contre l’Iran. Le rapport suppose qu’une capacité pipelinière suffisante sera offerte dans l’Ouest canadien au début des années 2020, selon les dates annoncées pour la mise en service de la canalisation 3 d’Enbridge, du projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain et du projet Keystone XL. Le tableau 1 fournit des précisions sur ces projets. L’écart de prix entre le WTI et le WCS a été fixé à 12,50 $ US en dollars de 2018 pour la majeure partie de la projection.

Tableau 1 – Ajouts de capacité de transport de brut dont tiennent compte les hypothèses
Canaliastion 3 d’Enbridge Keystone XL Agrandissment du réseau de Trans Mountain
Année annoncée pour la mise en
service		 2020 2022 2023
Année prévue pour le service à plein régime 2021 2023 2024
Capacité (kb/j) 382 813 528

Remarque : les hypothèses relatives auxéchéanciers des projets ont été formulées au début de l’étape d’analyse etpourraient ne pas correspondre aux annonces ultérieures. Par exemple, Trans Mountain a récemment annoncé que le projet d’agrandissement de son réseaupourrait être mis en service aussi tôt que la mi-2022.

La section portant sur le pétrole brut traite de la nécessité possible d’accroître la capacité d’exportation à l’approche de 2040 et fournit les raisons pour lesquelles cette nécessité pourrait exercer une pression sur l’écart entre le WTI et le WCS, qui, selon les hypothèses, est censé demeurer stable tout au long de la période à l’étude.

Facteurs ayant actuellement une incidence sur les marchés du pétrole

  • L’offre et la demande de pétrole brut à l’échelle mondiale

  • Le manque de capacité de transport par pipeline et par train dans l’Ouest canadien

  • La réglementation gouvernementale

  • Le plafond de 0,5 % fixé par l’Organisation maritime internationale pour la teneur en soufre

Figure 1 Hypothèses sur le prix du pétrole brut à l’horizon 2040Figure 1
Description

La figure montre les prix du brut à l’horizon 2040 en fonction des hypothèses posées, en dollars américains de 2018 le baril. Le Brent augmente de 10 $ de 2019 à 2029, soit de 65 $ à 75 $, niveau où il se maintient pour le reste de la période à l’étude. Le WTI s’accroît lui aussi; à 57,5 $ en 2019, il atteint 71 $ en 2029 et demeure à ce niveau jusqu’en 2040. À 45,8 $ en 2019, le WCS amorce, en 2019, une montée qui se stabilise à 75 $ en 2029, et ce, jusqu’à la fin de la période.

La figure 2 illustre les hypothèses avancées pour le prix du gaz naturel. En Amérique du Nord, le prix de référence du gaz naturel est établi au carrefour Henry. Ce prix décroît à court terme, du fait de l’offre excédentaire qui exerce une pression à la baisse depuis quelques années. L’ascension à long terme du prix du gaz naturel est fondée sur l’hypothèse qu’en Amérique du Nord, la demande intérieure et les exportations de GNL permettront d’équilibrer la croissance de l’offre et de la demande. Cette hypothèse d’ascension du prix à long terme pour atteindre 4 $ US/MBTU en dollars de 2018 prend appui sur les vastes ressources de gaz naturel qui peuvent être mises en valeur à ce prix sur le continent.

L’Avenir énergétique 2019 suppose que l’écart marqué entre le prix au carrefour Henry et le prix au carrefour NIT se maintient à court terme, mais se resserre lorsque les signaux de prix commencent à exercer une pression à la baisse sur la production et que les contraintes liées à la capacité sont levées grâce, par exemple, à des possibilités d’agrandissement du réseau de NOVA Gas Transmission (« NGTL »). À long terme, l’écart entre le prix au carrefour Henry et le prix au carrefour NIT tourne autour de 0,90 $ US/MBTU en dollars de 2018, parce que les vastes ressources de gaz naturel dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (« BSOC »), peu coûteux à produire, favorisent la faiblesse du prix tout au long de la période.

Les projections reposent sur les volumes d’exportation de GNL indiqués dans la figure 3. Ces volumes correspondent à ceux annoncés par LGN Canada dans sa décision d’investissement finale favorable  d’octobre 2018. En ce qui concerne les autres projets de GNL qui ont été proposés au Canada, ils ne seront intégrés aux hypothèses des futurs rapports que si des plans concrets sont élaborés à leur égard.

Figure 2 Hypothèses liées au prix du gaz naturel à l’horizon 2040Figure 2
Description

La figure montre les prix du gaz naturel à l’horizon 2040 en fonction des hypothèses posées, en dollars américains de 2018 par million d’unités thermiques britanniques. Le prix au carrefour Henry augmente pour passer de 2,5 $ en 2019 à 4,0 $ vers 2040. Le prix au carrefour NIT s’accroît lui aussi : de 1,15 $ en 2019, il atteint 3,10 $ en 2040.

Figure 3 Hypothèses liées aux volumes d’exportation de GNL à l’horizon 2040Figure 3
Description

Les exportations de GNL du Canada débutent en 2023, à 0,3 Gpi³/j. Elles se stabilisent à 1,84 Gpi³/j de 2026 à 2029, avant d’amorcer une tendance à la hausse, atteignant 2,3 Gpi³/j en 2030 et approximativement 3,7 Gpi³/j en 2032 et jusqu’à la fin de la période.

Facteurs ayant actuellement une incidence sur les marchés du gaz naturel

  • L’accroissement de la production nord-américaine

  • Les exportations de GNL des États-Unis

  • La capacité pipelinière dans le BSOC et la capacité d’exportation

  • La demande de gaz naturel et de condensats provenant des sables bitumineux

  • Le potentiel d’exportation de GNL et de gaz de pétrole liquéfié, ou LPG, du Canada

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Électricité

L’analyse de 2019 tient compte des attentes actuelles des exploitants de service public et de réseau au sujet des futurs projets d’électricité dans leur région respective, particulièrement des grands projets prévus. Elle tient également compte d’hypothèses sur les coûts pour accroître la capacité de production d’électricité à l’avenir. Le tableau 2 présente les hypothèses sur les coûts de production d’électricité au moyen de gaz naturel, d’énergie solaire et d’énergie éolienne et indique les facteurs de charge. La mise en service et la hauteur des ajouts de production d’électricité au moyen d’autres sources (remise à neuf de centrales hydroélectrique et nucléaires) sont fonction des calendriers et plans actuels des services publics, sociétés et exploitants de réseau.

La figure 4 fournit des précisions sur les coûts en capital moyens pour les énergies solaire et éolienne et indique les coûts moyens actualisés, lesquels comprennent les coûts pendant toute la vie utile du projet (fonctionnement, combustible, financement, investissement, etc.), en fonction de certaines hypothèses au sujet du facteur de charge et de la vie utile. La fourchette de valeurs indiquées pour l’éolien et le solaire montre la variabilité et l’importance des autres facteurs pour déterminer le coût final de production au moyen de la ressource.

Tableau 2 – Hypothèses relatives au coût de l’électricité produite à partir de gaz naturel, d’énergie éolienne et d’énergie solaire à l’horizon 2040
Réel (en $ US) Coût en capital (en $ US de 2018 le kilowatt, ou $ US 2018/kW) Coûts d’exploitation et d’entretien fixes (en $ US 2018/kW) Coûts d’exploitation et d’entretien variables
(en $ US de 2018 le mégawattheure,
ou $ US 2018/MWh)		 Facteur de charge (en %)[6]
Gaz naturel (cycle combiné) 1 100 à 1 450 16 4 70
Gaz naturel (centrale de pointe) 800 à 1 100 14 4 20
Énergie éolienne (2020) 1 284 20 à 45 0 35 à 50
Énergie éolienne (2030) 1 133 20 à 45 0 35 à 50
Énergie éolienne (2040) 1 000 20 à 45 0 35 à 50
Énergie solaire (2020) 1 312 16 à 20 0 10 à 20
Énergie solaire (2030) 1 000 16 à 20 0 10 à 20
Énergie solaire (2040) 800 16 à 20 0 10 à 20
Figure 4 Hypothèses relatives aux coûts en capital et aux coûts actualisés[7] de production d’électricité à partir d’énergie éolienne et solaire à l’horizon 2040Figure 4
Description

Le graphique montre les fourchettes des coûts en capital et des coûts actualisés de 2017 à 2040 en ce qui concerne la production d’électricité au moyen des énergies solaire et éolienne. En 2018, les coûts en capital moyens associés à la production d’électricité au moyen des énergies solaire et éolienne se situaient respectivement à 1 434 $ US/kW et à 1 317 $ US/kW. En 2040, ces coûts tombent à 1 000 $ US/kW et à 800 $ US/kW.

En 2018, les coûts actualisés liés à la production d’électricité au moyen des énergies solaire et éolienne se chiffraient respectivement à 36 $ US/MWh et à 97 $ US/MWh. En 2040, ces coûts reculent pour s’établir à 29 $ US/MWh et à 60 $ US/MWh.

Facteurs ayant actuellement une incidence sur les marchés de l’électricité

  • La croissance modérée de la demande d’électricité au Canada et aux États-Unis

  • Le prix de l’électricité sur les marchés d’exportation

  • Les politiques climatiques des gouvernements fédéral et régionaux, telles que l’élimination des centrales au charbon et les systèmes de tarification du carbone

  • La baisse du coût de production d’électricité au moyen d’énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques, particulièrement dans le cas de l’énergie solaire et éolienne

  • L’infrastructure vieillissante et la dépendance au diesel des collectivités éloignées

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  • [3] Par exemple, la norme sur les combustibles propres a fait l’objet d’une annonce, mais elle n’est pas incluse puisque le règlement à ce sujet est en cours de rédaction.
  • [4] En juin 2019, ECCCEnvironnement et Changement climatique Canada a rendu public le document intitulé Norme sur les combustibles propres – Approche réglementaire proposée. Le projet de règlement sur la Norme sur les combustibles propres pour la catégorie des combustibles liquides devrait être publié au début de 2020. Le site d’ECCCEnvironnement et Changement climatique Canada fournit de plus amples renseignements sur les étapes suivantes en ce qui concerne les projets de règlements pour les groupes de combustibles gazeux et solides.
  • [5] Le rapport suppose qu’en 2020, la réglementation visant les émissions d’oxyde de soufre de l’Organisation maritime internationale creusera temporairement l’écart de prix entre le WTI et le WCS d’environ 4 $ (CA ou US) le baril de plus, ce qui créera un escompte à l’échelle mondiale du prix du brut lourd corrosif. Le rapport suppose également que l’écart commencera à se resserrer pour se chiffrer à 2 $ (CA ou US) le baril en 2021 et à 0,5 $ (CA ou US) le baril en 2022.
  • [6] Le facteur de charge est la puissance réelle fournie par un générateur pendant une période donnée, divisée par la puissance maximale atteinte pendant cette période.
  • [7] Les limites de la fourchette indiquée pour les coûts de l’énergie solaire et éolienne correspondent à plus ou moins 20 % des coûts en capital, afin de tenir compte de la variabilité des diverses estimations des coûts actuels et futurs. Les limites de la fourchette indiquée pour les coûts actualisés tiennent compte de la variation des coûts en capital illustrée, de la fourchette des autres coûts et des facteurs de charge indiqués dans le tableau 2, de même que des limites inférieures et supérieures des coûts de financement.
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