Avis : Le 2 décembre 2020, par souci de clarté, une note a été ajoutée aux figures ES.8 et R.12 du présent rapport.

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Résultats

Cette section présente les résultats des projections de l’Avenir énergétique 2020, dont l’attention est principalement centrée sur le scénario Évolution. Ces projections ne constituent pas des prévisions, mais bien une possibilité future fondée sur les hypothèses décrites dans la section précédente. De nombreux facteurs et incertitudes influeront sur les tendances futures. Chaque section précise les principales incertitudes.

Pour une description des différentes manières d’accéder aux données sur lesquelles repose la présente analyse, le lecteur doit se reporter à la section « Explorer les données liées à l’avenir énergétique ».

Macroéconomie

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.

À court terme, nous supposons que les effets de la COVID-19 seront plus marqués en 2020 et qu’une reprise graduelle s’amorcera en 2021. Comme le montre la figure R.1, le PIB total recule de 6,0 % en 202012, croît de 4,4 % en 2021 et revient aux niveaux pré-pandémiques en 2022.

Le tableau R.1 présente les projections à long terme des principales variables économiques. À cet égard, le scénario Évolution établit à 1,4 % la croissance économique réelle pendant toute la période de projection. La croissance projetée au cours de la période est plus faible que lors de la période de 1990 à 2018, et ce, pour diverses raisons, dont le vieillissement de la population et le ralentissement de la croissance économique à l’échelle mondiale.

PRINCIPALES INCERTITUDES : Macroéconomie

  • Reprise après la COVID-19 – La reprise après la pandémie de la COVID-19 constitue un facteur d’incertitude important pour la croissance macroéconomique mondiale, nordaméricaine et canadienne.

  • Demande internationale de biens canadiens – La demande internationale de biens canadiens a une incidence sur les secteurs axés sur l’exportation. Une accélération ou un ralentissement de la croissance économique aux ÉtatsUnis, principal partenaire commercial du Canada, aurait des conséquences sur les projections de croissance au pays en matière d’économie et de demande d’énergie.

  • Croissance économique mondiale – La croissance économique mondiale a des répercussions sur de nombreux éléments qui sont importants pour l’économie canadienne, notamment le prix des produits de base et la demande d’exportations énergétiques et non énergétiques du Canada.

  • Grands projets d’infrastructure – Dans un certain nombre de provinces, les projets dans les secteurs du pétrole et du gaz naturel, des mines ou de l’électricité jouent sur les projections macroéconomiques. Selon le rythme des aménagements à venir à ce chapitre, qui constitue une inconnue, la croissance économique pourrait s’en trouver accélérée ou freinée et les tendances énergétiques pourraient s’en ressentir.

Figure R.1 : Baisse marquée du PIB en 2020 et reprises Figure R1 Baisse marquée du PIB en 2020 et reprises
Description

Ce graphique illustre les effets macroéconomiques à court terme de la COVID-19 par l’évolution du PIB réel et de la croissance de celui-ci de 2018 à 2025. En 2020, le PIB diminue, passant de 2,09 billions de dollars en 2019 à 1,97 billion de dollars en 2020, une baisse de 6 %. En 2021 et 2022, on observe une hausse du PIB, qui augmente à 2,05 billions de dollars et à 2,12 billions de dollars, respectivement. Cela correspond à une croissance de 4,4 % en 2021 et de 3,0 % en 2022.

Tableau R.1 : Indicateurs économiques, historiques, scénario Évolution et scénario de référence

Croissance annuelle moyenne, sauf indication contraire.

Indicateurs économiques 1990 à 2018 Scénario Évolution
(2019-2050)
Scénario de référence
(2019-2050)
Produit intérieur brut réel 2,7 % 1,41 % 1,56 %
Population 1,0 % 0,8 % 0,8 %
Inflation 1,7 % 1,9 % 2,0 %
Taux de change($ CAN / $ US) – moyenne 0,81 0,77 0,79
Superficie résidentielle 2,1 % 1,5 % 1,5 %
Superficie commerciale 1,8 % 1,6 % 1,7 %
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Demande d’énergie

La présente section traite particulièrement de la demande d’énergie secondaire pour ce qui est de la consommation d’énergie selon le secteur de l’économie. Elle s’intéresse à la demande d’énergie primaire quand il est question de la consommation d’énergie dans l’ensemble de l’économie. La demande pour utilisation finale comprend l’électricité, bien que le combustible utilisé pour produire celle-ci soit pris en compte dans la demande primaire. Les données historiques, principalement tirées du tableau disponibilité et écoulement d’énergie de Statistique Canada, sont étoffées par certains renseignements obtenus d’ECCC, de Ressources naturelles Canada et de diverses sources provinciales.

À court terme, la consommation d’énergie suit les tendances macroéconomiques et recule de 5,6 % en 2020; elle se rétablit ensuite au cours des deux années suivantes. Une fois la reprise complétée, le scénario Évolution prévoit que la consommation d’énergie au Canada diminuera jusqu’en 2050. Les figures R.2 et R.3 présentent une ventilation de la consommation d’énergie selon le secteur; on y relève des baisses dans tous les secteurs, les plus marquées étant dans le secteur industriel (y compris le pétrole et le gaz en amont) et les transports. Ces reculs sont attribuables à des facteurs comme l’amélioration de l’efficacité énergétique, l’électrification graduelle du secteur des transports13 et diverses politiques comme la tarification du carbone. La croissance économique et les augmentations à court terme de la production de pétrole brut et de gaz naturel (abordées plus loin dans la présente section) exercent une certaine pression à la hausse sur la consommation d’énergie. En revanche, la croissance économique est plus lente que les tendances historiques, et la production de pétrole brut et de gaz naturel finit par diminuer. Dans le scénario de référence, l’absence de mesures supplémentaires au-delà des politiques actuelles en matière de changements climatiques, la hausse de la production de pétrole brut et de gaz naturel et l’électrification moins marquée mènent à une croissance modérée de la demande dans la projection, bien qu’à des niveaux inférieurs à ceux enregistrés dans les dernières années.

Les tendances en matière de consommation d’énergie varient selon le secteur et selon le type d’énergie. Voir la figure R.4. Elles tiennent à plusieurs facteurs, dont les composantes macroéconomiques, les tendances de la production d’énergie, les améliorations de l’efficacité énergétique, les politiques, les progrès technologiques et l’évolution des marchés. Le secteur des transports se transforme en profondeur. Les produits pétroliers raffinés comme l’essence, le diesel et le carburéacteur ont traditionnellement dominé ce secteur, une situation qui commence à changer dans le scénario Évolution. 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. En ce qui concerne le transport des passagers, les véhicules électriques occupent graduellement plus de place, passant d’une petite part des véhicules de tourisme à une partie importante de l’éventail des modes de transport. Sous l’effet d’une diminution des coûts et du soutien croissant des politiques, les véhicules zéro émission, y compris les véhicules électriques à batterie et les véhicules électriques hybrides rechargeables, représentent la moitié des véhicules de tourisme achetés à l’horizon 2050. Le transport de marchandises par des véhicules électriques, en particulier des camions légers à moyens et à hydrogène (moyens à lourds), ainsi que le transport en commun de plus en plus électrifié (autobus électriques), augmente de façon constante dans les années 2030 et 2040.

Figure R.2 : Diminution de la demande pour utilisation finale dans tous les secteurs dans le scénario Évolution Figure R2 Diminution de la demande pour utilisation finale dans tous les secteurs dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique compare les taux de croissance annuels moyens de la demande totale pour utilisation finale selon le secteur. De 1990 à 2018, la demande pour utilisation finale dans le secteur résidentiel a augmenté de 0,4 % par année. Dans le scénario Évolution et le scénario de référence, la croissance moyenne pour utilisation finale se situe respectivement à -0,5 % et à 0,2 %. De 1990 à 2018, la demande pour utilisation finale dans le secteur commercial a enregistré une hausse de 1,6 % par année. Dans le scénario Évolution et le scénario de référence, la croissance moyenne pour utilisation finale se situe respectivement à -0,5 % et à 0,4%. De 1990 à 2018, la demande pour utilisation finale dans le secteur industriel a augmenté de 1,5 % par année. Dans le scénario Évolution et le scénario de référence, la croissance moyenne pour utilisation finale se situe respectivement à -0,7% et à 0,5%. De 1990 à 2018, la demande pour utilisation finale dans le secteur des transports a crû de 1,3 % par année. Dans le scénario Évolution et le scénario de référence, la croissance moyenne pour utilisation finale se situe respectivement à -0,7% et à 0,3%. La demande totale pour utilisation finale augmente en moyenne de 1,3 % de 1990 à 2018. Dans le scénario Évolution et le scénario de référence, la croissance moyenne de la demande pour utilisation finale se situe respectivement à -0,7 % et à 0,3 %.

Figure R.3 : Sommet de la consommation d’énergie en 2019, puis régression à long terme dans le scénario Évolution Figure R3 Sommet de la consommation d’énergie en 2019, puis régression à long terme dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique présente la demande totale d’énergie pour utilisation finale selon le secteur. De 2018 à 2050, la demande du secteur résidentiel diminue et passe de 1 622 PJ au début de la période à 1 419 PJ à la fin de celle-ci. Pour ce qui est du secteur commercial, la demande est en baisse, passant de 1 439 PJ en 2018 à 1 242 PJ en 2050. Dans le cas du secteur industriel, la demande recule, de 6 252 PJ en 2018 à 5 008 PJ en 2050. Enfin, la demande dans le secteur des transports s’accroît, de 2018 à 2050, de 2 839 PJ à 2 171 PJ.

Gros plan sur les effets de la COVID-19
Le graphique de plus petite taille compare la consommation d’énergie d’une année à l’autre de 2019 à 2023 pour montrer les effets de la pandémie de la COVID-19. On y observe une baisse marquée en 2020, attribuable aux réductions enregistrées dans le secteur des transports et les secteurs industriel et commercial. On note aussi une reprise partielle en 2021, reprise qui se poursuit en 2022.

Dans la présente analyse, la demande primaire désigne la quantité totale d’énergie consommée au Canada. On calcule la demande primaire en additionnant 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.

La figure R.5 présente les projections de la demande primaire selon le combustible dans le scénario Évolution en regard de la demande primaire totale du scénario de référence. Dans le scénario Évolution, la demande totale diminue graduellement, en raison de la baisse de la consommation de combustibles fossiles. Celle du charbon recule, résultat de l’élimination progressive des centrales qui s’en approvisionnent. La demande de pétrole diminue à mesure que l’efficacité énergétique augmente et que l’électrification dans les transports accélère. La demande de produits pétroliers non énergétiques, comme l’asphalte, les lubrifiants et les charges d’alimentation, demeure relativement stable, ce qui soutient la demande globale de produits pétroliers. En ce qui concerne la demande de gaz naturel, elle affiche une croissance importante à court terme, stimulée par l’essor de la production de pétrole brut et de gaz naturel (deux grands utilisateurs de gaz naturel) ainsi que par son rôle grandissant dans la production d’électricité. Entraînée par l’électrification accrue sur le plan de l’utilisation finale, la demande totale d’électricité augmente de façon constante dans le scénario Évolution.

Cela se traduit par une demande stable d’énergie nucléaire et une croissance de l’énergie renouvelable, alors que de grands projets hydroélectriques sont menés à terme et que les coûts des énergies éolienne et solaire continuent de baisser. Les énergies renouvelables occupent une place de plus en plus grande dans le bouquet énergétique. L’apport accru de carburants renouvelables dans les combustibles liquides et le gaz naturel contribue aussi à soutenir la demande croissante des énergies renouvelables.

La hausse de la consommation d’énergie est beaucoup plus lente que la croissance de l’économie ou de la population canadienne, ce qui suppose une réduction de l’intensité énergétique, mesurée par la consommation d’énergie par personne ou par dollar de PIB réel. La figure R.6 présente un résumé. Selon le scénario Évolution, de 2019 à 2050, le PIB réel et la population connaissent une hausse respective de plus de 60 % et de 30 %. La consommation d’énergie primaire, pour sa part, diminue de 18 %. Les tendances observées permettent de projeter une baisse, de 2019 à 2050, de près de 50 % de la consommation d’énergie par dollar de PIB réel et de 37 % de la consommation d’énergie par personne.

Figure R.4 : Tendances de la demande d’énergie pour utilisation finale selon le secteur et le combustible Figure R4 Tendances de la demande d’énergie pour utilisation finale selon le secteur et le combustible
Description

Ces quatre graphiques ventilent la demande de combustibles pour chaque secteur tout au long de la période de projection dans le scénario Évolution.

Résidentiel : La demande d’électricité augmente, de 621 PJ en 2018 à 753 PJ en 2050. Celle de gaz naturel recule, de 755 PJ en 2018 à 504 PJ en 2050. Quant à celle de produits pétroliers raffinés et de liquides de gaz naturel, elle est en repli, de 74 PJ en 2018 à 24 PJ en 2050. La demande de biocombustibles diminue : de 172 PJ en 2018, elle s’établit à 138 PJ en 2050. Enfin, la demande d’autres combustibles demeure nulle pendant toute la période de projection (2018 à 2050).

Commercial : La demande d’électricité augmente : de 488 PJ en 2018, elle atteint 577 PJ en 2050. Celle de gaz naturel recule, de 728 PJ en 2018 à 463 PJ en 2050. Celle de produits pétroliers raffinés et de liquides de gaz naturel fléchit, de 223 PJ en 2018 à 138 PJ en 2050. La demande de biocombustibles augmente : de 0,01 PJ en 2018, elle s’établit à 65 PJ en 2050. Enfin, la demande d’autres combustibles diminue, de 0,002 PJ en 2018 à 0 PJ en 2050.

Industriel : La demande d’électricité augmente : de 887 PJ en 2018, elle atteint 1006 PJ en 2050. Celle de gaz naturel recule, de 2911 PJ en 2018 à 1 882 PJ en 2050. Celle de produits pétroliers raffinés et de liquides de gaz naturel fléchit, de 1 898 PJ en 2018 à 1 625 PJ en 2050. La demande de biocombustibles augmente : de 405 PJ en 2018, elle s’établit à 444 PJ en 2050. Enfin, la demande d’autres combustibles diminue, de 152 PJ en 2018 à 50 PJ en 2050.

Transports – La demande d’essence diminue, passant de 1 512 PJ en 2018 à 645 PJ en 2050. La demande de diesel accuse une baisse : de 830 PJ en 2018, elle recule à 480 PJ en 2050. La demande de carburant aviation croît de 2018 à 2050, passant de 335 PJ à 337 PJ. La demande de biocombustibles augmente : de 90 PJ en 2018, elle s’établit à 185 PJ en 2050. La demande d’autres combustibles augmente de 2018 à 2050, de 67 PJ à 137 PJ. La demande d’hydrogène est en hausse : de 0 PJ en 2018, elle se situe à112 PJ en 2050. La demande d’électricité augmente, de 4 PJ en 2018 à 287 PJ en 2050.

Figure R.5 : Diminution graduelle de la demande primaire et accroissement de la part des énergies renouvelables dans le scénario Évolution Figure R5 Diminution graduelle de la demande primaire et accroissement de la part des énergies renouvelables dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique ventile la demande d’énergie primaire dans le scénario Évolution, selon le combustible, tout au long de la période de projection. La demande de charbon diminue, passant de 660 PJ en 2018 à 60 PJ en 2050. Celle de produits pétroliers raffinés et de liquides de gaz naturel baisse, de 4 983 PJ en 2018 à 3 310 PJ en 2050. Celle de gaz naturel recule, de 5 016 PJ en 2018 à 3 732 PJ en 2050. À 1 375 PJ en 2018, la demande d’hydroélectricité progresse pour atteindre 1 647 PJ en 2050. La demande d’électricité produite au moyen du nucléaire augmente : de 1 052 PJ en 2018, elle s’établit à 1 073 PJ en 2050. La demande provenant des ressources renouvelables connaît un essor, de 878 PJ en 2018, elle passe à 1 643 PJ en 2050. Dans le scénario Évolution, la demande primaire totale diminue, passant de 13 964 PJ en 2018 à 11 467 PJ en 2050; dans le scénario de référence, au contraire, elle augmente pour atteindre 15 273 PJ au terme de la période de projection.

Figure R.6 : Croissance de l’économie plus rapide que la consommation d’énergie, et diminution de l’intensité énergétique dans le scénario Évolution Figure R6 Croissance de l’économie plus rapide que la consommation d’énergie, et diminution de l’intensité énergétique dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique présente la variation totale en pourcentage des variables macroéconomiques de 2019 à 2050. Le PIB réel augmente de 54 %. La population est en hausse de 28 %. La consommation d’énergie primaire diminue de 19 %. La consommation d’énergie par personne recule de 37 %. La consommation d’énergie par dollar de PIB fléchit de 48 %.

PRINCIPALES INCERTITUDES : Demande d’énergie

  • Influence de la technologie – La technologie peut avoir une influence considérable et difficile à prédire sur la filière énergétique. Le scénario Évolution continue de miser sur une utilisation accrue des technologies existantes et l’adoption de nouvelles. Le rythme et le type de nouvelles technologies adoptées peuvent différer grandement de ceux envisagés dans ce scénario.

  • Transformation du secteur pétrolier et gazier – Au cours des dix dernières années, le secteur pétrolier et gazier a subi des transformations rapides, tant dans les types de ressources exploitées que dans les technologies utilisées pour l’exploitation. Selon les aménagements et les technologies futurs, la consommation d’énergie dans ce secteur pourrait être supérieure ou inférieure à la projection.

  • Carburants de remplacement et nouvelles utilisations finales – Le scénario Évolution compte sur une transition vers l’électricité, soutenue par une utilisation accrue des énergies renouvelables. Il pose également comme hypothèse qu’il y aura une adoption modérée de l’hydrogène et du gaz naturel renouvelable. L’électrification plus rapide de l’économie ou la croissance des carburants de remplacement pourraient amener des tendances différentes de celles illustrées ici.

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Pétrole brut

Le Canada produit du pétrole brut à des fins d’utilisation intérieure et d’exportation. La production moyenne de pétrole brut du pays a tourné autour de 4,9 millions de barils par jour (« Mb/j ») (784 milliers de mètres cubes par jour («10 3m3/j ») en 2019 et la croissance récente a surtout été due à la mise en service de nouvelles installations d’exploitation des sables bitumineux. La production provient principalement de l’Alberta et le reste, de la Saskatchewan et du large de Terre-Neuve-et-Labrador.14

La figure R.7 compare les perspectives de production de pétrole brut au Canada selon le type dans le scénario Évolution et la production totale du scénario de référence. Selon le premier, la production canadienne de pétrole brut atteint un sommet de 5,8 Mb/j en 2039 avant de reculer pour se situer à 5,3 Mb/j (836 103m3/j) en 2050; cela représente une hausse de 7 % par rapport à 2019. À titre de comparaison, la production atteint un sommet de 7,2 Mb/j (1 137 103m3/j) en 2045 dans le scénario de référence, sous l’effet d’hypothèses de prix plus élevés et de l’absence de mesures liées aux politiques nationales et mondiales en matière de changements climatiques.

Figure R.7 : Sommet de la production totale de pétrole brut en 2039, puis diminution jusqu’en 2050, dans le scénario Évolution Figure R7 Sommet de la production totale de pétrole brut en 2039, puis diminution jusqu’en 2050, dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique montre la production de pétrole brut, selon le type, de 2005 à 2050 dans le scénario Évolution, ainsi que la production totale dans le scénario de référence. Selon le premier, la production canadienne de pétrole brut atteint un sommet de 5,8 Mb/j en 2039 avant de reculer pour se situer à 5,3 Mb/j (836 103m3/j) en 2050; cela représente une hausse de 7 % par rapport à 2019. Dans le second scénario, la production culmine à 7,2 Mb/j (1 137 103m3/j) en 2045.

Gros plan sur les effets de la COVID-19
Le graphique de plus petite taille compare la production de pétrole brut d’une année à l’autre de 2019 à 2023 pour montrer les effets de la pandémie de la COVID-19. On y observe une baisse marquée en 2021, attribuable aux réductions de la production dans les sables bitumineux. La croissance de la production reprend en 2021 et 2022.

La croissance de la production tirée des sables bitumineux se poursuit à court terme, sous la poussée de l’entrée en service de nouvelles phases de projets de récupération in situ. La production atteint un sommet en 2039, puis recule quelque peu jusqu’en 2050 dans le scénario Évolution, comme le montre la figure R.8. Ces ajouts sont rentables compte tenu des prix avancés dans le scénario Évolution. Cette rentabilité tient également à des améliorations technologiques qui accroissent la productivité.

La production de pétrole classique, de réservoirs étanches et de schiste se répartit entre le pétrole léger et le pétrole lourd, selon la densité API. En 2019, 49 % de la production de pétrole classique de l’Ouest canadien tombait dans la seconde catégorie; le pétrole léger comptait pour le reste, à 51 %. La croissance de la production enregistrée à court terme dans ces catégories reste stable, en raison surtout de l’augmentation de la production de pétrole léger de réservoirs étanches en Alberta et de la hausse de la production de pétrole lourd en Saskatchewan. Si la production de pétrole de réservoirs étanches augmente, c’est principalement parce que les producteurs préfèrent cibler des puits qui ont 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 s’y rattachant y sont faibles et que les taux de production des puits y diminuent lentement. Voir la figure R.9.

À l’heure actuelle, la majeure partie des condensats provient de l’Alberta, bien que la croissance de la production de ceux-ci 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. Voir la figure R.10. Les condensats sont utilisés dans un certain nombre de procédés industriels, notamment comme diluant pour le bitume et le pétrole lourd.

Dans le scénario Évolution, la production extracôtière de Terre-Neuve fléchit graduellement, comme le montre la figure R.11. Aucune nouvelle découverte n’est envisagée dans ce scénario. D’autres découvertes et projets de mise en valeur pourraient modifier ces tendances.

Figure R.8 : Croissance maximale de la production tirée des sables bitumineux in situ en 2039, puis légère diminution tout au long de la période de projection, dans le scénario Évolution Figure R8 Croissance maximale de la production tirée des sables bitumineux in situ en 2039, puis légère diminution tout au long de la période de projection, dans le scénario Évolution
Description

Le graphique montre la production tirée des sables bitumineux de 2005 à 2050. L’extraction à ciel ouvert progresse de 0,6 Mb/j en 2005 à 1,6 Mb/j en 2050. La récupération in situ est aussi en hausse et atteint 2,7 Mb/j en 2050, comparativement à 0,4 Mb/j en 2005.

Figure R.9 : Diminution constante de la production de pétrole classique pendant la période de projection, dans le scénario Évolution, après une brève reprise, en 2021, suite à la COVID-19 Figure 9 Diminution constante de la production de pétrole classique pendant la période de projection, dans le scénario Évolution, après une brève reprise, en 2021, suite à la COVID-19
Description

Le graphique montre la production de pétrole classique du Canada de 2005 à 2050, selon le scénario Évolution. 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 diminue pour se situer à 0,7 Mb/j en 2050, c’est essentiellement le fait de la production de pétrole lourd de la Saskatchewan et de pétrole léger de l’Alberta.

Figure R.10 : Production de condensats stimulée par la demande croissante de diluants, dans le scénario Évolution Figure R10 Production de condensats stimulée par la demande croissante de diluants, dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique illustre la production de condensats du Canada de 2010 à 2050, selon le scénario de référence. À 32 kb/j en 2005, la production de condensats passe à 856 kb/j en 2050.

Figure R.11 : Augmentation de la production de pétrole au large de Terre-Neuve à court terme, puis diminution constante jusqu’en 2050, dans le scénario Évolution Figure R11 : Augmentation de la production de pétrole au large de Terre-Neuve à court terme, puis diminution constante jusqu’en 2050, dans le scénario Évolution
Description

Le graphique illustre la production pétrolière au large des côtes de Terre-Neuve, de 2005 à 2050. La production s’accroît : à 0,3 kb/j en 2005, elle atteint 0,28 kb/j en 2022, puis recule pour s’établir à près de zéro en 2050.

Une tendance s’est dégagée récemment sur les marchés15 pétroliers canadiens dans laquelle la croissance de la production dans le BSOC a surpassé les augmentations de la capacité pipelinière. La figure R.12 illustre de manière détaillée l’offre disponible et la capacité de transport dans cette région. 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.16

Les volumes de brut transportés par chemin de fer sont inclus, car les sociétés peuvent choisir ce mode de transport pour diverses raisons, notamment des engagements contractuels existants, la propriété de l’infrastructure requise et des ententes avec certaines raffineries.

Figure R.12 : Comparaison de la capacité des oléoducs et de l’approvisionnement total disponible à l’exportation – Scénarios Évolution et de référence Figure R12 Comparaison de la capacité des oléoducs et de l’approvisionnement total disponible à l’exportation – Scénarios Évolution et de référence
Description

Ce graphique montre la capacité actuelle et annoncée des pipelines d’exportation de pétrole brut comparativement à la quantité projetée de brut disponible à l’exportation. La capacité pipelinière augmente, passant de 2,9 Mb/j en 2010 à 6,2 Mb/j en 2050. Par ailleurs, les exportations de pétrole brut par train, qui étaient inexistantes en 2010, s’accroissent à 0,2 Mb/j en 2050, tout comme la quantité de brut disponible à l’exportation, qui passe de 4,2 Mb/j en 2019 à 4,9 Mb/j en 2035, avant de reculer à 4,6 Mb/j en 2050.

 

Note : Même si le scénario Évolution prévoit que, dans un certain nombre d’années, le pétrole brut disponible pour l’exportation pourrait être considérablement inférieur à la capacité pipelinière totale, cela ne doit pas être interprété comme si le rapport sur l’avenir énergétique en concluait qu’un pipeline devrait ou non être construit. Le rapport n’évalue pas les nombreux facteurs qui permettent d’évaluer si un pipeline est requis, notamment la valeur de l’accès à de nouveaux marchés et l’apport d’une capacité pipelinière de réserve afin de pouvoir réagir à des changements temporaires ou durables sur les marchés.


Les volumes à transporter et les dates de mise en service de la capacité supplémentaire aux réseaux existants supposés sont ceux annoncés par les exploitants de ces pipelines. Ainsi, les ajouts de capacité et les dates de mise en service des trois pipelines dont fait mention le tableau R.2 dépendront des décisions des exploitants.

Tableau R.2: Ajouts de capacité de transport de brut annoncés
Canalisation 3 d’Enbridge Keystone XL Agrandissement du réseau de Trans Mountain
Année annoncée pour la mise en service 2019 2023 2022
Première année de service à plein régime 2021 2023 2023
Pleine capacité (kb/j) 370 830 540

Explorez la production de pétrole brut

Des données et des analyses sur la production de pétrole brut sont disponibles par région, type et scénario. Consultez notre outil de visualisation, Explorer l’avenir énergétique du Canada. Le lecteur trouvera également un résumé spécialisé de la production de pétrole dans les suppléments Production tirée des sables bitumineux et Production de pétrole classique, de réservoirs étanches et de schistes.

Nouvelles technologies pour l’exploitation des sables bitumineux

Le scénario Évolution suppose que l’amélioration des méthodes d’extraction et de valorisation des projets existants se poursuit au même rythme que dans les dernières années, ce qui se traduit par une nette diminution des émissions par baril.

L’essentiel de la croissance de la production tirée des sables bitumineux consiste en des agrandissements d’installations existantes. À la fin de la période de projection, ces agrandissements comptent pour 15 % de la production totale tirée des sables bitumineux, soit un peu plus de 600 kb/j. Une partie de la croissance vient aussi de nouvelles installations. Aucune nouvelle installation d’extraction à ciel ouvert ou de valorisation des sables bitumineux n’est mise en service pendant la période de projection. Cependant, les nouvelles installations de récupération in situ représentent 8 % de la production totale des sables bitumineux, soit 340 kb/j, de 2019 à 2050.

On pose comme hypothèse que les nouvelles installations ou les agrandissements qui ntrent en production après 2025 font usage des technologies1 suivantes pour réduire l’intensité de leurs émissions.

Vapeur et solvants purs : Injection de solvants chauffés (habituellement un mélange de liquides de gaz naturel (« LGN ») dans le réservoir pour remplacer les chaudières actuellement utilisées pour produire de la vapeur, ce qui réduit les émissions. Ce procédé laisse aussi dans le réservoir certains des éléments moins souhaitables du bitume (asphaltènes).

Extraction en fosse : Procédé en cours de développement par Canadian Natural Resources Limited à sa mine Horizon Oil Sands, qui consiste à séparer le minerai de sables bitumineux en ses composantes, dans la fosse d’extraction (à la mine). Cette méthode nécessite comparativement moins d’équipement lourd et d’électricité, ce qui réduit les émissions par baril.

Ces deux procédés pourraient aussi réduire le coût par baril de production de bitume, aidant ainsi à neutraliser les coûts plus élevés de conformité environnementale et les prix plus bas des produits de base envisagés dans ce scénario. Les solvants purs pourraient aider à réduire les coûts par baril de 3,40 $, tandis que la réduction attribuable à l’extraction en fosse pourrait atteindre 2,00 $ par baril.

Les deux procédés décrits ci-dessus pourraient augmenter la productivité des projets par rapport à ceux de récupération in situ classique. Les estimations varient. Certaines ne procurent aucune hausse notable de la productivité, tandis que d’autres, comme l’eMVAPEX de MEG Énergie, affichent une hausse pouvant atteindre 76 %. Pour les besoins des projections, il a été décidé de ne pas modéliser une hausse de la production associée aux technologies.

  • 1 Il existe de nombreuses technologies possibles pour réduire l’intensité des émissions associées à l’extraction des sables bitumineux. La section « Vers un bilan zéro » renferme plus de renseignements sur la production tirée des sables bitumineux.

PRINCIPALES INCERTITUDES : Production de pétrole brut dans le scénario Évolution

  • Demande future de pétrole brut : La pandémie de la COVID-19 continue de faire peser des incertitudes sur les projections à court et à long terme. La vigueur avec laquelle les économies dans le monde reviennent à des niveaux de consommation d’énergie plus conformes aux moyenne des cinq dernières années, et le moment où cela se produira, constitue une grande incertitude au sujet de la demande future de pétrole brut. La lutte contre les changements climatiques à l’échelle mondiale et son incidence sur la demande et les prix du pétrole brut constituent une autre incertitude importante.

  • Avancées technologiques visant les sables bitumineux : La nécessité de réduire les émissions de GES et les coûts sont deux facteurs importants dans la mise en valeur future d’installations d’exploitation des sables bitumineux. On met actuellement au point des technologies qui s’attaquent à ces deux composantes, mais leur adoption éventuelle est incertaine. Comme dans les éditions précédentes de l’Avenir énergétique, le présent rapport suppose que les sociétés continuent d’œuvrer à la réduction des coûts et des émissions de GES de leurs activités.

  • Capacité de transport dans l’Ouest canadien : L’Avenir énergétique 2020 présume qu’au cours de la période de projection, il existe une capacité de transport supplémentaire pour acheminer la production en hausse, en l’occurrence une nouvelle infrastructure pipelinière. En outre, les progrès technologiques qui se traduisent soit par une augmentation de la quantité de pétrole pouvant être transportée par l’infrastructure existante, soit par une réduction de la quantité de diluant nécessaire pour transporter le bitume pourraient jouer un rôle plus important à l’avenir.

  • Considérations environnementales, sociales et de gouvernance (« ESG ») : Les investisseurs se tournent maintenant vers les entreprises dont les valeurs concordent avec leurs critères sur les plans environnemental et social et sur le plan de la gouvernance.17 Les organisations qui intègrent des cadres ESG à leurs valeurs fondamentales peuvent renforcer leur résilience aux pressions économiques et environnementales.18 La mesure dans laquelle ces considérations influent sur l’évolution future des investissements en amont pourrait modifier les tendances relatives à la production dans les années à venir.

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Gaz naturel

Le Canada produit du gaz naturel à des fins d’utilisation intérieure et d’exportation. La production canadienne moyenne de gaz naturel commercialisable s’est établie en moyenne à 15,7 Gpi3/j, ou 445 millions de mètres cubes par jour (« Mm3/j »), en 2019.

La production de gaz naturel de l’Alberta est demeurée relativement stable depuis quelques années, tandis que celle de la Colombie-Britannique a augmenté de façon constante depuis 2010. 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 liquides de gaz naturel présents dans la formation de réservoirs étanches Montney, qui motivent les activités de forage et de production, malgré la baisse des prix.

Dans le scénario Évolution, la production de gaz naturel provenant de nouveaux puits suffit tout juste à compenser la diminution de la production des puits existants, à court terme. Il s’ensuit que la production totale ne bouge pas jusqu’en 2025. À plus long terme, la hausse des prix et le démarrage des exportations de GNL justifient des dépenses en immobilisations plus élevées et entraîne un regain de la production. Il en résulte une augmentation du nombre de puits et de la production de gaz naturel dans le BSOC, qui atteint un sommet de 18,4 Gpi3/j (521,4 Mm3/j) en 2040. Par la suite, on s’attend à qu’il n’y ait pas de nouvelles exportations de GNL et que les prix soient trop bas pour justifier des forages suffisants pour compenser l’épuisement des puits existants. Comme le montre la figure R.13, la production diminue continuellement pour s’établir à 16,8 Gpi3/j (474,4 Mm3/j) en 2050. En l’absence d’une production supplémentaire pour soutenir les exportations de GNL, la production diminuerait constamment pendant la période de projection pour s’établir à 13,0 Gpi3/j (369 Mm3/j) en 2050.

Dans le scénario de référence, les prix plus élevés du gaz et les hypothèses d’exportations de GNL plus élevées se traduisent par une hausse continue de la production de gaz naturel à plus long terme, qui atteint 23,5 Gpi3/j (665,0 Mm3/j) en 2045, puis se stabilise. Les projections du scénario de référence sont étayées par des prix plus élevés, l’absence de mesures futures de lutte contre les changements climatiques aux échelles nationale et mondiale et des exportations de GNL plus fortes.

Figure R.13: Sommet, en 2040, de la production totale de gaz naturel dans le scénario Évolution et hausse à long terme dans le scénario de référence Figure R13 Sommet, en 2040, de la production totale de gaz naturel dans le scénario Évolution et hausse à long terme dans le scénario de référence
Description

Le graphique illustre la production de gaz naturel du Canada dans le scénario Évolution, selon la province, de 2005 à 2050. À 17,0 Gpi3/j en 2005, la production totale de gaz naturel du Canada culmine à 18,4 Gpi3/j en 2040 avant de revenir à 16,8 Gpi3/j en 2050 La presque totalité de la production future provient de l’Alberta et de la Colombie-Britannique, qui devient la plus grosse productrice de gaz en 2035. En 2050, la production de gaz naturel en Colombie-Britannique s’établit à 9,5 Gpi3/j et, en Alberta, à 7,0 Gpi3/j.

Gros plan sur les effets de la COVID-19
Le graphique de plus petite taille compare la production de gaz naturel d’une année à l’autre de 2019 à 2023 pour montrer les effets de la pandémie de la COVID-19. On y observe que l’incidence globale a été limitée, la croissance en Colombie-Britannique ayant été plus ou moins neutralisée par les baisses en Alberta.

La figure R.14 montre la production de gaz naturel selon le type de produit dans le scénario Évolution. La production s’accroît sous l’effet de la production de gaz naturel de réservoirs étanches de la formation de Montney, tant en Alberta qu’en Colombie-Britannique, qui a grossi de manière importante au cours des cinq dernières années. La production de gaz naturel de réservoirs étanches dans la formation Deep Basin, en Alberta, diminue modérément. On observe une légère croissance de la production de gaz de schiste dans les formations de Duvernay et de Horn River; la production de gaz dissous quant à elle diminue légèrement. La production de gaz naturel classique et de méthane de houille diminue au cours de la période de projection.

Les exportations de gaz naturel ont augmenté au cours des dernières années, surtout vers l’Ouest des États-Unis. Les importations, quant à elles, ont été relativement stables depuis environ dix ans, tournant autour de 2 à 3 Gpi3/j (56 à 85 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 le carrefour Dawn, en Ontario.

La figure R.15 montre les exportations nettes projetées, qui correspondent à la production de gaz naturel du Canada moins la demande19 intérieure dans le scénario Évolution. Elle illustre également la demande, la production et les exportations présumées de GNL au Canada. Au début des années 2020, la hausse de la demande et la stagnation de la production de gaz naturel font reculer les exportations nettes.20 À mesure que la demande intérieure diminue et que la production augmente après 2025, les exportations nettes reprennent de la vigueur. Les exportations de GNL expliquent en grande partie la hausse des exportations nettes. Les exportations nettes restantes se font par pipeline vers les ÉtatsUnis, dont certaines pourraient aussi devenir des exportations supplémentaires de GNL à partir de terminaux aux États-Unis.

Figure R.14 : Production de gaz naturel selon le type stable; poursuite de l’augmentation dans la formation de Montney, dans le scénario Évolution Figure R14 Production de gaz naturel selon le type stable; poursuite de l’augmentation dans la formation de Montney, dans le scénario Évolution
Description

Le graphique illustre la production de gaz naturel selon le type dans le scénario Évolution, de 2005 à 2050. En 2005, la production totale se chiffrait à 17,0 Gpi3/j, ce qui comprenait les 4,7 Gpi3/j de la production tirée de réservoirs étanches et de formations schisteuses. Dans le scénario Évolution, la production totale connaît une hausse pour atteindre 16,8 Gpi3/j en 2050, du fait, principalement, d’une augmentation de la production tirée de réservoirs étanches et de formations schisteuses, qui monte à 15,1 Gpi3/j.

Figure R.15: Importance croissante des exportations de GNL dans le bilan de l’offre et de la demande de gaz naturel découlant d’une diminution à long terme de la demande intérieure, dans le scénario Évolution Figure R15 Importance croissante des exportations de GNL dans le bilan de l’offre et de la demande de gaz naturel découlant d’une diminution à long terme de la demande intérieure, dans le scénario Évolution
Description

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 Évolution, selon le type, de 2015 à 2050. De 2015 à 2040, la production de gaz commercialisable est en hausse, de 15,2 à 18,4 Gpi3/j, puis régresse à 16,8 Gpi3/j en 2050. De son côté, la demande augmente de 9,7 Gpi3/j en 2015 à 130 Gpi3/j en 2025, puis recule à 9,9 Gpi3/j en 2050. D’inexistantes, les exportations de GNL s’élèvent à 4,9 Gpi3/j. En 2015, les exportations nettes sont de 5,5 Gpi3/j; elles diminuent à 1,7 Gpi3/j en 2032, puis augmente et demeure entre 2,0 et 2,6 Gpi3/j jusqu’en 2050.

PRINCIPALES INCERTITUDES : Production de gaz naturel

  • Prix du gaz naturel à l’avenir : Selon la tendance suivie par les prix, à la hausse ou à la baisse, les résultats seraient tout à fait différents dans les deux scénarios de l’Avenir énergétique 2020.

  • Prix d’escompte du gaz naturel canadien : La présente analyse repose sur la double hypothèse qu’à long terme, les marchés seront en mesure d’absorber toute l’énergie produite et que l’infrastructure nécessaire sera mise en place en fonction des besoins. Plusieurs ajouts de capacité sont prévus dans le BSOC pour désengorger les pipelines et accroître les exportations. Les écarts plus grands entre le prix du gaz naturel au Canada et au carrefour Henry pourraient se traduire par une réduction de la production gazière à long terme.

  • Exportations de GNL : Il est possible que les conditions commerciales sur la scène mondiale et les coûts de construction d’un ajout de capacité d’exportation de GNL changent à l’avenir, ce qui influerait sur les volumes de GNL exportés depuis le Canada dans les deux scénarios de l’Avenir énergétique 2020.

  • Considérations environnementales, sociales et de gouvernance (« ESG ») : Les investisseurs se tournent maintenant vers les entreprises dont les valeurs concordent avec leurs critères sur les plans environnemental et social et sur le plan de la gouvernance.21 Les organisations qui intègrent des cadres ESG à leurs valeurs fondamentales peuvent renforcer leur résilience aux pressions économiques et environnementales.22 La mesure dans laquelle ces considérations influent sur l’évolution future des investissements en amont pourrait modifier les tendances relatives à la production dans les années à venir.

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Liquides de gaz naturel

Les LGN sont produits en même temps que le gaz naturel. La production de gaz naturel est la principale source de LGN au Canada. La demande de certains LGN ajoute de la valeur à la production de gaz naturel et stimule son augmentation. À la tête d’un puits, le gaz naturel brut est majoritairement composé de méthane, mais il renferme souvent des LGN comme l’éthane, le propane, des butanes, des condensats et d’autres pentanes. En 2019, 1 193 kb/j (190 103m3/j) de LGN ont été produits au Canada.

La figure R.16 montre que la production de LGN augmente de 40 % au cours de la période de projection selon le scénario Évolution, La hausse étant presque entièrement attribuable aux condensats, dont les volumes doublent d’ici 2050. La demande de condensats a eu et continuera d’avoir une incidence sur le nombre de forages ciblant du gaz naturel riche en LGN. Des condensats, ainsi que des butanes, 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 dans le scénario Évolution. 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.

Précisions supplémentaires sur les projections relatives au pétrole brut, au gaz naturel et aux LGN

La section Annexes de données de l’Avenir énergétique 2020 fournit d’autres données sur la production de pétrole brut, de gaz naturel et de LGN. Les ensembles contiennent des données supplémentaires (géographiques, mensuelles) sur la production et les tendances de forage.

La section « Explorer les données liées à l’avenir énergétique » présente également de plus amples renseignements et ensembles de données.

La majeure partie de l’éthane est extrait aux grandes installations de traitement de gaz naturel ponctuant les principaux gazoducs de l’Alberta et de la Colombie-Britannique. En 2019, il représentait 19 % de la production de LGN du pays. La production d’éthane n’augmente que lentement jusqu’en 2050 dans le scénario Évolution, 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.

Figure R.16 : Croissance de la production de liquides de gaz naturel due aux condensats, dans le scénario Évolution Figure R16 Croissance de la production de liquides de gaz naturel due aux condensats, dans le scénario Évolution
Description

Le graphique illustre la production totale de liquides de gaz naturel dans le scénario Évolution, de 2010 à 2050. La production totale augmente, passant de 650 kb/j en 2010 à 1,7 Mb/j en 2050. La hausse est essentiellement attribuable à la production de condensats liquides, qui, de 40 kb/j en 2010, atteint 657 kb/j en 2050.

PRINCIPALES INCERTITUDES : Liquides de gaz naturel

  • Gaz naturel : Les LGN sont un sous-produit du gaz naturel, ce qui fait que les incertitudes dont il est question dans la section sur le gaz naturel valent également pour les projections visant les LGN.

  • Sables bitumineux : La demande de condensats et de butanes à des fins de fluidification dépendra du rythme de croissance de la production de brut lourd et de la production tirée des sables bitumineux, de même que des quantités de diluant nécessaires. De manière similaire, le recours aux solvants pour réduire les besoins en vapeur liés à l’exploitation des sables bitumineux pourrait avoir des répercussions sur la demande de propane et de butanes, sur le prix de ceux-ci, ainsi que sur la mesure dans laquelle les futurs forages gaziers ciblent ces liquides.

  • Mise en valeur pétrochimique : La récupération d’éthane et de propane pourrait progresser davantage si l’on ajoutait à la capacité de production pétrochimique utilisant l’un des deux liquides comme charge d’alimentation. Cela pourrait provenir de programmes gouvernementaux, comme les mesures incitatives au crédit de redevances pour les installations pétrochimiques dans le cadre du programme de diversification pétrochimique de l’Alberta.

  • Marché mondial d’exportation de gaz de pétrole liquéfié : Plusieurs grandes installations ont été approuvées par les organismes de réglementation provinciaux et fédéraux en vue de l’exportation de GPL depuis la côte de la Colombie-Britannique. Des exportations de propane ont commencé en mai 2019, et les butanes ont aussi été intégrés au mélange de GPL en avril 2020. Au cours de la période à l’étude, le propane représentera probablement la majorité des GPL qui seront exportés. La quantité et la composition du flux de gaz de pétrole liquéfié exporté à partir de ces installations terminales pourraient avoir une incidence sur le prix intérieur des LGN et rendre plus attrayants les forages ciblant du gaz naturel riche en liquides.

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Électricité

Dans le scénario Évolution, la demande d’électricité pour la consommation finale croît de façon constante, comme le montre la figure R.17. Cela s’explique par un essor dans tous les secteurs, en particulier celui des transports, où l’électrification offre une solution de rechange dans un secteur longtemps dominé par les produits pétroliers raffinés. À l’heure actuelle, l’électricité représente environ 16 % de la demande d’énergie pour utilisation finale au Canada. Dans le scénario Évolution, la demande d’électricité grandit à un taux annuel moyen de 1 % pendant la période de projection, portant ainsi la demande d’électricité pour utilisation finale à 27 % d’ici 2050. Voir la figure R.18. La demande d’électricité monte d’environ 35 % au cours de la période de projection, en dépit du fait que la consommation globale d’énergie fléchit, comme il a été mentionné précédemment dans la section sur la demande d’énergie.

Figure R.17 : Croissance constante de la demande d’électricité, dans le scénario Évolution Figure R17 Croissance constante de la demande d’électricité, dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique présente la demande totale d’électricité selon le secteur. De 2018 à 2050, la demande d’électricité du secteur résidentiel s’accroît et passe de 173 TWh au début de la période à 209 TWh à la fin de celle-ci. Pour ce qui est de la demande d’électricité du secteur commercial, elle est en hausse, de 135 TWh en 2018 à 160 TWh en 2050. Dans le cas du secteur industriel, la demande d’électricité augmente, de 246 TWh en 2018 à 280 TWh en 2050. Enfin, la demande d’électricité dans le secteur des transports s’accroît, de 2018 à 2050, passant de 1,2 à 84 TWh.

Figure R.18 : Part de la demande d’électricité pour utilisation finale selon le secteur et total, dans le scénario Évolution Figure R18 Part de la demande d’électricité pour utilisation finale selon le secteur et total, dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique présente la part de la demande totale d’électricité selon le secteur. En 2018, l’électricité représentait 38 % de la demande résidentielle totale. Cette part augmente à 42 % en 2030, à 47 % en 2040 et à 53 % en 2050. En 2018, l’électricité comptait pour 34 % de la demande commerciale; ce pourcentage passe à 37 % en 2030, 40 % en 2040 et 46 % en 2050. En 2018, la demande d’électricité du secteur industriel s’établissait à 14 % de la demande totale. Cette part passe à 16 % en 2030, à 18 % en 2040 et à 21 % en 2050. En 2018, la demande d’électricité du secteur des transports s’élevait à 0,2 % de la demande totale. Cette part augmente à 1 % en 2030, à 6 % en 2040 et à 14 % en 2050. En 2018, la demande totale d’électricité s’établissait à 16 %. Cette part augmente à 18% en 2030, à 22% en 2040 et à 27% en 2050.

La demande d’électricité influe sur la croissance et la composition des combustibles et des technologies servant à produire l’électricité. Le Canada dispose d’un potentiel considérable de ressources renouvelables, dont l’hydroélectricité, l’éolien, la biomasse et l’énergie solaire. La capacité de production d’électricité et les tendances en la matière ont subi de profonds changements au cours des dix dernières années et les projections de la présente analyse continuent d’évoluer. La figure R.19 montre la capacité installée totale au Canada selon le type de combustible, et la figure R.20, la production d’électricité selon le type de combustible. Au début de la période de projection, les énergies renouvelables et le gaz naturel remplacent la production au charbon. À plus long terme, la chute des coûts entraîne une forte croissance des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques, comme l’énergie éolienne et l’énergie solaire. La part des énergies renouvelables et du nucléaire dans le bouquet électrique passe de 81 % aujourd’hui à 90 % à l’horizon 2050.23

Figure R.19 : Croissance marquée de la capacité installée de production d’électricité, dans le scénario Évolution Figure R19 Croissance marquée de la capacité installée de production d’électricité, dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique à aires empilées montre la capacité de production d’électricité selon le type de combustible dans le scénario Évolution. On observe une augmentation, de 145 GW en 2019 à plus de 200 GW en 2050. La capacité de production à partir des ressources renouvelables et du gaz naturel est en hausse, tandis que celle à partir du charbon est graduellement éliminée.

Figure R.20 : Évolution de la production d’électricité selon le type de combustible primaire, dans le scénario Évolution Figure R20 Évolution de la production d’électricité selon le type de combustible primaire, dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique à aires empilées montre la production d’électricité selon le type de combustible dans le scénario Évolution. On observe une augmentation, de 645 GW en 2019 à plus de 820 TWh en 2050. La production à partir des ressources renouvelables et du gaz naturel s’accroît, tandis que celle à partir du charbon est graduellement éliminée.

Gros plan sur les effets de la COVID-19
Le graphique de plus petite taille compare la production d’électricité d’une année à l’autre de 2019 à 2023 pour montrer les effets de la pandémie de la COVID-19. On observe une baisse en 2020, attribuable à la réduction de la production au charbon, et une reprise en 2021. En 2022 et 2023, une nouvelle capacité de production au gaz naturel s’ajoute pour compenser la réduction de la production au charbon.

L’essor des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques tient à la baisse des coûts, aux avancées technologiques et à une meilleure intégration des sources d’énergie renouvelable variable (« ERV »), comme l’éolien et le solaire. La figure R.21 révèle que d’ici 2050, la capacité totale de production des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques dans le scénario Évolution triple par rapport à 2018. La capacité totale de production d’énergie éolienne passe à 40 GW et celle de l’énergie solaire s’établit à 20 GW

Figure R.21 : Accroissement de la capacité de production tirée des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques, dans le scénario Évolution Figure R21 Accroissement de la capacité de production tirée des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques, dans le scénario Évolution
Description

Ce diagramme montre la capacité de production totale des ressources renouvelables autres qu’hydroélectriques dans le scénario Évolution. 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 2019) à 21 GW, de 13,5 GW (en 2019) à 40,5 GW et de 2,4 GW (en 2019) à 3,2 GW.

L’intégration de la production croissante de ressources variables, comme les énergies éolienne et solaire, est accomplie de plusieurs façons dans le scénario Évolution. D’autres formes d’énergie, comme l’hydroélectricité et le gaz naturel, viennent en renfort aux énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques. Dans le scénario Évolution, l’interconnexion entre les provinces se fait plus courante, notamment entre le Manitoba et la Saskatchewan et entre l’Alberta et la Colombie-Britannique. Cette capacité supplémentaire d’échange d’électricité aide les régions à intégrer de plus grandes quantités d’énergie variable. Enfin, le scénario Évolution table sur environ 3 GW de stockage d’énergie à grande échelle dans des batteries, résultat de la chute des coûts de stockage ainsi que de ceux des énergies renouvelables, en particulier de l’énergie solaire. Le stockage est particulièrement important pour les gros ajouts d’énergie solaire.

Avec l’apport croissant de la production des énergies renouvelables variables, qui entraîne des variations d’heure en heure, et même de minute en minute, il devient de plus en plus critique d’équilibrer la production et la consommation d’électricité. La figure R.22 illustre la production simulée, pendant des périodes de 24 heures en hiver et en été, pour 2030 et 2050, selon le scénario Évolution. Les provinces sont généralement regroupées par région; c'est le cas du Manitoba, de la Colombie-Britannique et du Québec, qui ont des combinaisons à domination hydroélectrique comparables.

Bien que la production à partir d’énergies solaire et éolienne varie au fil des journées simulées, d’autres sources de production s’y ajoutent pour répondre aux besoins. Dans les régions où la part des énergies renouvelables autres qu’hydroélectriques est faible, la composition de la production demeure relativement constante. La composition et les niveaux de production varient selon les saisons, la production solaire étant beaucoup plus grande en été.

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. La demande d’électricité, l’ensoleillement et la vitesse du vent peuvent varier grandement d’une heure à l’autre et d’un jour à l’autre, ce qui peut donner lieu à de nombreux résultats possibles et différents en ce qui concerne la demande d’électricité et la production d’énergie renouvelable.

Figure R.22: Profils horaires simulés de l’électricité, 2030 et 2050 Figure 22 Profils horaires simulés de l’électricité, 2030 et 2050
Description

Cet série de graphiques montre le bouquet électrique simulé de diverses régions canadiennes pendant 24 heures, un jour donné en été et en hiver, en 2030 et 2050 dans le scénario Évolution. Si l’hydroélectricité est dominante au Manitoba, en Colombie-Britannique, au Québec et dans les provinces du Canada atlantique, le portrait électrique est plus diversifié en Alberta, en Saskatchewan et en Ontario.

Stockage à grande échelle dans des batteries

Le scénario Évolution suppose un recours graduel au stockage à grande échelle dans des batteries, qui atteint près de 3 GW en 2050 pour l’ensemble du pays. Divers facteurs expliquent cette situation, dont la chute des coûts des batteries et de l’énergie renouvelable variable, ainsi que la poursuite de la lutte contre les changements climatiques

L’intégration de plus de sources d’énergie renouvelable variable offre un important potentiel de stockage. La figure ci-dessous donne un exemple de simulation de la façon dont cela pourrait se faire. Elle repose sur la composition de la capacité de l’Alberta selon le scénario Évolution en 2050, pour une journée de forte production éolienne. Dans cet exemple, les grandes quantités d’énergie solaire produite en milieu de journée et la production éolienne considérable mènent à un excédent. Sans une capacité de stockage, cette production d’énergie renouvelable serait inutilisée (réduite), mais lorsque le stockage est disponible, cette énergie peut recharger des batteries (illustrées dans un motif violet / gris). Plus tard dans la journée, lorsque la production d’énergie solaire diminue, l’énergie stockée durant la journée dans des batteries peut être utilisée pour compenser la production d’électricité au moyen de gaz naturel, qui serait autrement nécessaire pour répondre aux besoins de charge (illustrées dans un motif jaune / marron)

Exemple simulé de stockage permettant une plus grande intégration des énergies renouvelables en Alberta, 20501 Exemple simulé de stockage permettant une plus grande intégration des énergies renouvelables en Alberta, 2050
Description

Ce graphique à aires empilées montre une simulation de la façon dont le stockage pourrait permettre une plus grande intégration des énergies renouvelables variables. Dans cet exemple, les grandes quantités d’énergie solaire produite en milieu de journée et la production éolienne considérable mènent à un excédent. Sans une capacité de stockage, cette production d’énergie renouvelable serait inutilisée (réduite), mais lorsque le stockage est disponible, cette énergie peut recharger des batteries (illustrées en violet/gris). Plus tard dans la journée, lorsque la production d’énergie solaire diminue, l’énergie stockée durant la journée dans des batteries peut être utilisée pour compenser la production d’électricité au moyen de gaz naturel, qui serait autrement nécessaire pour répondre aux besoins de charge (jaune/marron).

Outre l’intégration des énergies renouvelables, le stockage a de nombreuses autres applications possibles, dont la régulation de la tension et l’exploitation du réseau, la possibilité de faire un arbitrage économique (recharge quand le coût l’électricité est faible et vente quand les prix sont plus élevés) et la possibilité de contribuer à l’efficacité du réseau (recharger avec une production de gaz naturel à cycle combiné plus efficace, mais moins flexible, et décharger pour réduire le besoin de production de gaz naturel à cycle simple plus souple, mais moins efficace).

  • (1) Exclut la production pour usage personnel, comme la cogénération industrielle.

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 particularités régionales dans le bouquet électrique et de l’énergie renouvelable disponible pour répondre à la demande de pointe. La figure R.23 montre les exportations nettes projetées du Canada, de même que le volume de l’ensemble des échanges entre les provinces. Ces échanges demeurent relativement faibles comparativement à la production totale.24

Figure R.23 : Tendance à la hausse des exportations nettes et du commerce interprovincial d’électricité par rapport à 2019 dans le scénario Évolution Figure 23 Tendance à la hausse des exportations nettes et du commerce interprovincial d’électricité par rapport à 2019 dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique illustre le commerce international et interprovincial d’électricité en 2019, 2030, 2040 et 2050 dans le scénario Évolution. Les deux variables sont plus élevées que les niveaux de 2019 dans la projection, tout en demeurant autour des niveaux historiques.

PRINCIPALES INCERTITUDES : Production d’électricité

  • Future réduction des coûts en capital liés aux installations de production : Les coûts en capital liés aux installations de production, qui varient selon les ressources, sont un facteur de poids au moment de déterminer ce qui sera construit, tout particulièrement avec l’évolution rapides des technologies comme l’éolien, le solaire et le stockage dans des batteries.

  • Croissance de la demande d’électricité : Il s’agit d’un facteur de premier plan pour déterminer l’offre future. C’est ainsi que les incertitudes relevées dans la section sur la demande d’énergie valent aussi pour les projections de l’approvisionnement en électricité.

  • Développement des marchés d’exportation : Les politiques climatiques, le prix de l’essence, l’électrification et la décarbonisation des différents marchés d’exportation de l’électricité sont autant de facteurs qui pourraient avoir une incidence sur les projets futurs et l’aménagement d’interconnexions de transport.

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Charbon

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 R.24 montre la production et la consommation de charbon du Canada en 2018. Le charbon thermique représentait 88 % de la consommation totale du pays. Dans le scénario Évolution, la demande se contracte de 89 % pendant la période de projection, passant de 30 millions de tonnes (« Mt ») en 2018 à un peu plus de 3 Mt en 2050. 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. Une partie de la demande industrielle demeure.

La demande intérieure de charbon métallurgique utilisé dans les aciéries recule au cours de la période : à 2,5 Mt en 2018, elle passe à moins de 0,7 Mt en 2050. Dans le scénario Évolution, la production totale de charbon métallurgique au pays fléchit d’environ 29 Mt à 22 Mt entre 2018 et 2050. De 55 Mt en 2018, la production totale de charbon tombe à 24,5 Mt en 2050.

Figure R.24 : Tendances de la production et de l’utilisation de charbon au Canada dictées par la baisse de la demande thermique, dans le scénario Évolution Figure 24 Tendances de la production et de l’utilisation de charbon au Canada dictées par la baisse de la demande thermique, dans le scénario Évolution
Description

Le diagramme compare la demande de charbon thermique, la demande de charbon métallurgique et les exportations nettes, de 2018 à 2050. À 30 millions de tonnes en 2018, la demande de charbon thermique se contracte pour s’établir à 2,3 millions de tonnes en 2050. La demande de charbon métallurgique et les exportations nettes diminuent, pour passer respectivement de 2,5 millions de tonnes à 0,7 million de tonnes, et de 25 à 21 millions de tonnes.

PRINCIPALES INCERTITUDES : Charbon

  • Prix et développement à l’échelle mondiale : Les fluctuations futures des prix du charbon métallurgique sur les marchés mondiaux et le rythme de développement des marchés d’exportation constituent des incertitudes majeures pour la production canadienne de charbon.

  • Politiques climatiques : Les politiques climatiques du Canada, tout autant que celles des pays importateurs de charbon canadien, pourraient avoir des effets importants sur la production de charbon thermique et métallurgique au pays.

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Émissions de gaz à effet de serre

À l’heure actuelle, au Canada, il existe un lien étroit entre la consommation d’énergie et les émissions de GES. Les plus récentes projections officielles en matière d’émissions de GES sont publiées dans les rapports nationaux du Canada à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques.25

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 des commerces, le transport des marchandises et des personnes et le fonctionnement de l’équipement industriel. Les émissions associées à l’énergie représentaient 82 % de toutes les émissions de GES au Canada en 2018.26 Exception faite des ressources énergétiques, on retrouve la manutention des déchets ainsi que les procédés agricoles et industriels au nombre des responsables de la tranche restante des émissions.

Le scénario Évolution respecte-t-il les engagements du Canada en matière de changements climatiques?

Le scénario Évolution présente des perspectives de l’offre et de la demande d’énergie au Canada en partant du principe général que la filière énergétique poursuit sa transition à son rythme passé. Cela contraste avec le scénario de référence, qui projette cette même filière telle qu’elle se présente aujourd’hui. Les projections récentes d’ECCC montrent que le Canada fait des progrès en vue d’atteindre les cibles climatiques à court terme, en particulier dans son scénario « avec des mesures supplémentaires », mais qu’il reste du travail à faire pour les atteindre. Puisque le scénario Évolution inclut un cadre stratégique semblable, les lecteurs peuvent tirer des conclusions comparables de notre analyse des tendances changeantes de la consommation d’énergie au Canada dans ce scénario. Le gouvernement du Canada a annoncé qu’il s’engageait à renforcer les mesures actuelles de réduction des GES et à en adopter de nouvelles, afin de dépasser l’objectif de réduction des émissions du Canada pour 2030 et de commencer à œuvrer pour atteindre zéro émissions nettes en 2050.

Il est également manifeste que les objectifs plus ambitieux du Canada, comme l’atteinte de la carboneutralité en 2050, nécessiteront une transition plus rapide que celle observée dans le passé, et aussi plus rapide que l’hypothèse du scénario Évolution. Dans cette optique, une section intitulée « Vers un bilan zéro » a été ajoutée à l’Avenir énergétique 2020.

Le présent rapport met l’accent sur les résultats futurs possibles pour la filière énergétique du Canada. Il ne doit pas être considéré comme une évaluation ou une voie à suivre pour respecter les engagements du Canada en matière de changements climatiques. ECCC produit l’analyse officielle des perspectives et des résultats actuels du Canada concernant les émissions par rapport à ses engagements au chapitre des changements climatiques. L’analyse la plus récente se trouve dans le quatrième rapport biennal du Canada sur les changements climatiques établi par ECCC.

La figure R.25 montre la consommation canadienne totale de combustibles fossiles dans le scénario Évolution, selon le type de combustible (et comparativement au total du scénario de référence), ainsi que la croissance par rapport aux niveaux de 2005 pour les types de combustibles. La consommation totale de combustibles fossiles recule de 35 % entre 2019 et 2050, mais l’évolution varie grandement selon le type. L’essor rapide du gaz naturel se poursuit au début de la période de projection, puisqu’il joue un rôle toujours plus important dans la production d’électricité et dans l’accroissement de la production tirée des sables bitumineux. La consommation de produits pétroliers raffinés fléchit graduellement tout au long de la période à l’étude. Dans les premières années, cela est attribuable aux améliorations de l’efficacité qui voient le jour et au recours accru au mélange de biocarburants; à long terme, ce phénomène tient à l’électrification plus grande du secteur des transports. L’élimination progressive du charbon de la production d’électricité d’ici 2030 se traduit par un recul considérable de sa production pendant la période de projection.

Figure R.25 : Baisse constante de la demande totale de combustibles fossiles dans le scénario Évolution et augmentation graduelle dans le scénario de référence Figure 25 Baisse constante de la demande totale de combustibles fossiles dans le scénario Évolution et augmentation graduelle dans le scénario de référence
Description

Ce graphique ventile la demande de combustibles fossiles, selon le combustible, tout au long de la période de projection. La demande de charbon diminue, passant de 660 PJ en 2018 à 60 PJ en 2050. La demande de produits pétroliers raffinés et de liquides de gaz naturel recule : de 4 982 PJ en 2018, elle s’établit à 3 311 PJ en 2050. À 5 016 PJ en 2018, la demande de gaz naturel baisse à 3 732 PJ en 2050. Dans le scénario Évolution, la demande totale de combustibles fossiles diminue, passant de 10 659 PJ en 2018 à 7 102 PJ en 2050, comparativement à une augmentation à 11 442 PJ en 2050 dans le scénario de référence.

La figure R.26 illustre la variation de la consommation intérieure totale de combustibles fossiles par personne et par dollar de PIB réel par l’indexation de ces indicateurs à une année de base (2005). En regard de 2005, les deux indicateurs diminuent énormément. À l’horizon 2050, la consommation de combustibles fossiles par personne correspond à environ la moitié de ce qu’elle était en 2005, et celle par dollar de PIB réel diminue de plus de 60 %.

Figure R.26: Baisse constante de la demande de combustibles fossiles par personne et par dollar de PIB réel, dans le scénario Évolution Figure 26 Baisse constante de la demande de combustibles fossiles par personne et par dollar de PIB réel, dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique compare la demande de combustibles fossiles par personne et la demande de combustibles fossiles par dollar de PIB de 2005 à 2050. La demande de combustibles fossiles par personne a diminué de 4,4 % de 2005 à 2018 et devrait diminuer de 49 % de 2019 à 2050. La demande de combustibles fossiles par dollar de PIB a fléchi de 12 % de 2005 à 2018, et on s’attend à ce qu’elle baisse de 58 % de 2019 à 2050.

L’évolution des parts des combustibles fossiles consommés amène une baisse des émissions de GES par unité d’énergie produite à partir de ces combustibles dans le scénario Évolution, en particulier avec le recul de la consommation de charbon jusqu’en 2030. Le déploiement de la technologie de captage et stockage du carbone (« CSC ») dans les installations industrielles réduit également l’intensité des GES associés à la consommation de combustibles fossiles à long terme. Comme l’indique la figure R.27, en 2050, l’intensité des émissions attribuables aux combustibles fossiles s’établit à 19% de moins qu’en 2019 et à 25% de moins qu’en 2005. En tenant compte des réductions des émissions non attribuables à la combustion, notamment les émissions 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 R.27: Baisse de l’intensité des émissions des combustibles fossiles en raison de la plus grande part de gaz naturel, de la réduction de celle du charbon et d’une plus grande adoption du CSC, dans le scénario Évolution Figure 27 Baisse de l’intensité des émissions des combustibles fossiles en raison de la plus grande part de gaz naturel, de la réduction de celle du charbon et d’une plus grande adoption du CSC, dans le scénario Évolution
Description

Ce graphique montre les g. d’éq.2/MJ de 2005 à 2050. En 2005, l’intensité des émissions s’élevait à 64 g. d’éq.2/MJ. Cette intensité a diminué à 60 g. d’éq.2/MJ en 2018 et elle devrait baisser à 48g. d’éq.2/MJ en 2050.

Captage, utilisation et stockage de CO2

On trouve au Canada plusieurs projets de CSC d’envergure commerciale. C’est le cas de la centrale électrique Boundary Dam, entrée en exploitation en 2014, du projet Quest, qui capte le CO2 de l’usine de valorisation de Shell à Scotford, en Alberta, et de l’Alberta Carbon Trunk Line, un pipeline de 240 km de long qui transportera du CO2 d’une zone industrielle au nord d’Edmonton vers des projets de récupération assistée des hydrocarbures dans le centre de la province. Sa capacité est de presque 15 Mt par année pour permettre d’y greffer ultérieurement d’autres projets de CSC.

Le CSC pourrait être une carte importante dans la transition énergétique mondiale. Il s’agit d’un groupe de technologies qui suscite beaucoup d’intérêt, mais aussi dont les progrès sont mitigés. Le rapport de 2019 de l’Agence internationale de l’énergie (« AIE ») intitulé Tracking Clean Energy Progress indique que le CSC n’est « pas sur la bonne voie ». Le récent rapport de l’AIE intitulé Energy Technology Perspectives 2020 souligne l’importance du CSC en le qualifiant de secteur technologique clé pour aider la planète à atteindre une décarbonisation profonde.

Le scénario Évolution table sur des progrès dans ce domaine au cours de la deuxième moitié de la période de projection, en posant comme hypothèse qu’on observera une dynamique semblable à l’échelle mondiale, en particulier à l’approche du milieu du siècle, qui débouchera sur la mise au point de technologies, des enseignements et une réduction des coûts. Au Canada, le déploiement du CSC dans le scénario Évolution repose sur les majorations présumées de la tarification du carbone présentées dans la section « Hypothèses ». Les coûts du CSC sont souvent exprimés en dollars par tonne. Les estimations sont incertaines et peuvent varier considérablement selon l’industrie utilisant cette technologie. Le scénario Évolution suppose une augmentation graduelle du captage du carbone, qui se traduit par une séquestration supplémentaire de 15 Mt par année en 2040, pour atteindre 30 Mt en 2050.

PRINCIPALES INCERTITUDES : Émissions de GES

  • Avancées technologiques : L’adoption future de technologies sobres en carbone pourrait modifier ces tendances. L’adoption plus rapide des énergies renouvelables et l’accélération de l’efficacité énergétique, du stockage dans des batteries et d’autres technologies pourraient réduire plus rapidement la consommation de combustibles fossiles. Le déploiement accru de technologies comme le CSC pourrait affaiblir le lien entre la consommation de combustibles fossiles et les futures tendances des émissions, rendant possible, simultanément, une plus grande consommation de combustibles fossiles et une réduction des émissions.

  • Futures politiques climatiques : L’évolution des politiques climatiques au Canada sera un facteur important dans les tendances liées à l’utilisation de combustibles fossiles et aux émissions de GES. L’élaboration de politiques favorisant notamment la tarification du carbone, la réglementation de l’énergie et des émissions et le soutien des technologies émergentes pourrait avoir pour effet de modifier les projections.

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  • [12] Les projections ont été finalisées en août 2020; les valeurs pour 2020 sont donc des estimations.
  • [13] Sur une base d’équivalence énergétique, un véhicule électrique consomme moins d’énergie qu’un véhicule classique pour se rendre du point A au point B. À mesure que s’accroîtra la part de marché des véhicules électriques, la demande d’essence diminuera, mais de façon plus notable que l’augmentation de la demande d’électricité, ce qui donnera lieu à une réduction nette. De plus amples renseignements au sujet de l’efficacité énergétique des véhicules électriques sont fournis dans l’article Aperçu du marché de la Régie intitulé Coût actualisé de la conduite des véhicules électriques et des véhicules classiques.
  • [14] Les Annexes de données de l’Avenir énergétique 2020 fournissent un complément d’information sur le potentiel ultime et les réserves restantes du Canada.
  • [15] Pour de plus amples renseignements, voir les publications intitulées Approvisionnement de pétrole brut dans l’Ouest canadien, marchés et capacité pipelinière et Optimisation des capacités pipelinière et ferroviaire pour le transport de pétrole hors de l’Ouest canadien – Avis au ministre des Ressources naturelles.
  • [16] Dans le cas de Trans Mountain, la partie de la capacité pipelinière qui sert habituellement à transporter des produits pétroliers raffinés, soit 50 kb/j, a été retirée de la capacité disponible. De même, un bloc de 50 kb/j a été supprimé de la capacité future du projet de Trans Mountain.
  • [17] Association pour l’investissement responsable, Rapport de tendances de l’investissement responsable canadien 2018, p. 12, Octobre 2018.
  • [18] IPIECA, Oil and Gas Industry Guidance on Voluntary Sustainability Reporting, 8.
  • [19] La valeur indiquée pour la demande de gaz naturel est inférieure à celle précisée pour la demande primaire de gaz naturel présentée plus haut, parce qu’elle ne comprend pas le gaz naturel non commercialisé qui est utilisé directement par ceux qui le produisent. Il peut par exemple s’agir du gaz brûlé à la torche ou du gaz naturel produit et consommé par les producteurs de sables bitumineux in situ ou encore pour la production pétrolière extracôtière.
  • [20] Les exportations nettes correspondent aux exportations moins les importations. Des baisses d’exportations nettes ne signifient pas nécessairement qu’il y a une diminution des exportations.
  • [21] Association pour l’investissement responsable, Rapport de tendances de l’investissement responsable canadien 2018, p. 12, Octobre 2018.
  • [22] IPIECA, Oil and Gas Industry Guidance on Voluntary Sustainability Reporting, 8. (en anglais)
  • [23] Les parts des énergies renouvelables et du nucléaire correspondent à la production totale d’électricité, y compris la cogénération.
  • [24] De 2010 à 2019, les exportations nettes annuelles moyennes ont été de 49 TWh, variant de 25 à 64 TWh.
  • [25] Les ensembles de données sont accessibles à partir du portail Gouvernement ouvert du gouvernement du Canada.
  • [26] Selon la définition donnée dans le rapport d’inventaire national d’ECCC, les émissions liées à l’énergie comprennent les sources de combustion fixes, le transport, les sources fugitives et le transport et le stockage de CO2.

Avis : Le 2 décembre 2020, par souci de clarté, une note a été ajoutée aux figures ES.8 et R.12 du présent PDF.

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