Chapitre 4 : Résultats – Scénario des avancées technologiques

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  • Le scénario des avancées technologiques tient compte de l’incidence d’une plus grande utilisation de technologies émergentes par la filière énergétique. Il développe davantage les hypothèses qui sous-tendent le scénario de TCE et le prix du carbone augmente tout au long de la période de projection.
  • Le scénario des avancées technologiques suppose ce qui suit :
    • diminutions plus appréciables des coûts de production d’électricité au moyen de parcs solaires ou éoliens pendant la période de projection;
    • commerce interprovincial de l’électricité plus actif et arrivée discrète de nouvelles possibilités de stockage dans des batteries avant acheminement sur le réseau;
    • progression plus rapide des VE dans le secteur des transports du côté des voitures de tourisme;
    • adoption élargie de technologies d’injection de vapeur et de solvant dans la région des sables bitumineux;
    • électrification plus généralisée des appareils de chauffage et des chauffe-eau, dans les secteurs résidentiel et commercial;
    • utilisation plus grande de la technologie de CSC par les centrales au charbon.
  • Il ne s’agit là que de quelques-unes des technologies émergentes qui pourraient être davantage présentes sur le marché pendant la période de projection. Elles ont été choisies pour illustrer de quelle manière les avancées technologiques peuvent influer sur les tendances en matière d’offre et de demande d’énergie dans divers secteurs de l’économie. Nul ne sait encore au juste lesquelles seront adoptées plus largement au cours des prochaines années. Les possibilités sont multiples. La présente analyse de sensibilité ne se veut pas prédictive ni ne constitue une recommandation à l’endroit de certaines technologies.

Avancées technologiques

  • Depuis dix ans, les avancées technologiques se sont répercutées de bien des façons sur la filière énergétique. Au nombre de telles avancées, les forages horizontaux et la fracturation hydraulique en plusieurs étapes, toujours plus répandus dans les réservoirs étanches et les formations schisteuses renfermant du pétrole ou du gaz naturel, compte parmi celles dont l’impact a été particulièrement senti, ayant permis d’accroître la production pétrolière et gazière en Amérique du Nord.
  • D’autres avancées pendant cette même période ont elles aussi influé sur les tendances observées en matière d’énergie et pourraient en outre modifier les perspectives énergétiques à long terme tant au Canada qu’à l’échelle de la planète. Celles incluses dans le scénario des avancées technologiques sont traitées ci-après, puis suivent les résultats attendus pour ce qui est de l’offre et de la demande d’énergie.

Production d’électricité à partir de ressources renouvelables

  • L’adoption de technologies destinées à la production d’électricité à partir de ressources renouvelables, surtout quand on parle d’énergies solaire et éolienne, a gagné beaucoup de terrain partout dans le monde depuis dix ans. La figure 4.1 montre la capacité installée totale cumulative des parcs solaires et éoliens.

Figure 4.1 - Capacité de production installée totale cumulative des parcs solaires et éoliens

Figure 4.1 - Capacité de production installée totale cumulative des parcs solaires et éoliens
Description

Ce graphique montre la croissance globale cumulative de la capacité solaire photovoltaïque installée et de la capacité de production éolienne de 2006 à 2016. De 2006 à 2016, la capacité de production éolienne a augmenté de 74 008 GW à 468 989 GW, et la capacité de production solaire, de 5 762 GW à 30 1473 GW.

Source : BP Statistical Review of World Energy – 2017

  • En 2006, à l’échelle de la planète, la capacité de production d’énergie solaire s’était accrue de 1,5 GW comparativement à une hausse de plus de 75 GW en 2016, surtout sous l’impulsion de la Chine, suivie des États-Unis et du Japon. Du côté de l’énergie éolienne, les chiffres correspondants sont de 11 GW en 2006 et de 55 GW en 2016.
  • Le recours élargi à ces technologies est allé de pair avec une baisse des coûts, en particulier pour l’énergie solaire et les réseaux photovoltaïques. La figure 4.2 illustre les coûts estimatifs associés aux parcs solaires de services publics aux États-Unis entre 2010 et 2017. Les coûts totaux en rapport avec la capacité installée ont chuté, passant de presque 4,5 $ US/watt en 2010 à autour de 1 $ US en 2016.

Figure 4.2 - Coûts des parcs solaires de services publics aux États-Unis

Figure 4.2 - Coûts des parcs solaires de services publics aux États-Unis

Source : National Renewable Energy Laboratory (« NREL »)

Description

Ce graphique présente les coûts à la baisse de la production des parcs solaires commerciaux , de 2007 à 2017, répartis selon le coût des panneaux solaires et d’autres coûts connexes. De 2010 à 2017, le coût des panneaux solaires a chuté de 2,42 $ US/W (courant continu) à 0,35 $ US/W (courant continu). D’autres coûts associés ont baissé de 2,15 $ US/W (courant continu) en 2010 à 0,68 $ US/W (courant continu) en 2017. Dans l’ensemble, les coûts ont diminué de 4,57 $ US/W (courant continu) en 2010 à 1,03 $ US/W (courant continu) en 2017.

  • Pour la plupart, les observateurs de l’industrie s’attendent à des coûts toujours plus bas pour la production d’énergies solaire et éolienne. Le scénario des avancées technologiques suppose que ces coûts diminueront de façon plus marquée dans les scénarios de référence et de TCE. La figure 4.3 illustre les hypothèses, pour les coûts liés aux énergies solaire (courant alternatif) et éolienne, selon les scénarios des avancées technologiques et de TCE.

Figure 4.3 - Coûts en capital des parcs solaires et éoliens terrestres de services publics, scénarios de TCE et des avancées technologiques

Figure 4.3 - Coûts en capital des parcs solaires et éoliens terrestres de services publics, scénarios de TCE et des avancées technologiques
Description

Ce graphique illustre les coûts en capital projetés pour la production éolienne côtière et la technologie photovoltaïque solaire commerciale, dans le scénario de tarification du carbone élevée et le scénario des avancées technologiques. Les coûts en capital pour la production solaire s’élèvent à 2 730 $ US/kW en 2015, puis vers 2040, ils descendent à 1 290 $ US/kW dans le scénario de tarification du carbone élevée et à 788 $ US/kW dans le scénario des avancées technologiques. Les coûts en capital pour la production éolienne s’élèvent à 2 016 $ US/kW en 2015, puis vers 2040, ils baissent à 1 958 $ US/kW dans le scénario de tarification du carbone élevée et à 1 587 $ US/kW dans le scénario des avancées technologiques.

Source: NREL et Energy Information Administration (EIA)

Meilleure intégration des ressources renouvelables intermittentes

  • Pour éviter les problèmes de stabilité et de fiabilité, les exploitants de réseaux électriques doivent constamment maintenir l’équilibre entre production et consommation d’électricité. La consommation fluctue sans cesse sous l’effet des variations de la demande des ménages, commerces et industries. Le principal outil dont les exploitants se servent pour maintenir l’équilibre souhaité consiste à accroître ou à ralentir la production d’électricité au gré de la demande. De par la souplesse qu’elles procurent à cet égard, l’hydroélectricité et les centrales alimentées au gaz naturel sont privilégiées dans un tel contexte.
  • À l’inverse des sources de production classiques, les ressources solaires et éoliennes sont intermittentes. De l’électricité n’est produite que lorsqu’il fait soleil ou qu’il vente. Cela peut ajouter à la difficulté de maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande, déjà parfois difficile à atteindre compte tenu des fluctuations de la consommation d’électricité, car les exploitants de réseaux doivent alors aussi tenir compte d’une telle intermittence.
  • La figure 4.4 fournit un exemple de la production heure par heure en Alberta pour une journée de l’automne 2015 qui a connu des écarts importants à ce chapitre. En début de journée, presque toute la production provenait de sources non éoliennes, principalement de centrales au charbon. Davantage d’électricité a été produite entre 5 h et 8 h en raison d’une consommation accrue des ménages comme des entreprises. Tout au long de la journée, la vitesse des vents a constamment augmenté, la production éolienne prenant le pas sur l’autre. Plus tard en soirée, la demande totale a diminué tandis que la production éolienne continuait de s’amplifier. Le vent comptait pour moins de 1 % de la production totale le matin, mais pour plus de 18 % à minuit. Cette variabilité a été neutralisée en modifiant la production tirée d’autres sources d’approvisionnement.

Figure 4.4 - Production horaire nette d’électricité destinée au réseau de l’Alberta et vitesse des vents au 10 novembre 2015

Figure 4.4 - Production horaire nette d’électricité destinée au réseau de l’Alberta et vitesse des vents au 10 novembre 2015
Description

Ce graphique illustre la production d’électricité horaire nette au réseau et la vitesse du vent en Alberta, pour la journée du 10 novembre 2015. La vitesse horaire du vent était de 8 km/h à la première heure, puis elle a augmenté de façon constante pendant la journée pour atteindre 32 km/h à la douzième heure et finir à 37 km/h à la vingt-quatrième heure. La production éolienne était de 28 MW à la première heure, puis elle a augmenté lentement pendant la journée pour finir à 1264 MW à la vingt-quatrième heure.

Sources : Alberta Electric System Operator et ECCC

  • Lorsque la place occupée par les ressources intermittentes est limitée ou que le réseau dispose d’un large éventail de possibilités de production lui donnant davantage de souplesse, il est relativement simple de jongler avec les variations de l’offre. Cependant, dans une situation où les ressources intermittentes prennent une place plus grande, d’autres mesures peuvent devoir être prises pour contrer l’effet de fluctuations plus importantes, comme celles qui suivent.
    • L’élargissement de la capacité en vue d’une plus grande souplesse, par exemple en construisant de nouvelles centrales alimentées au gaz naturel, en mesure d’augmenter ou de diminuer rapidement leur production.
    • Une gestion plus serrée de la demande d’électricité, qui pourrait notamment découler d’une coordination plus étroite entre les exploitants de réseaux et les grands consommateurs pour accroître ou réfréner l’utilisation dans certaines circonstances.
    • Un plus grand nombre de raccordements entre les lignes de transport d’électricité de différents réseaux qui permettraient davantage d’échanges pour mieux gérer les fluctuations.
    • L’aménagement d’installations de stockage à l’échelle des réseaux qui pourraient accueillir l’électricité en trop ou s’en délester pour répondre aux besoins ponctuels aiderait aussi à assurer l’équilibre. De telles installations ne se limitent pas aux réservoirs d’eau et peuvent prendre la forme de diverses technologies comme des batteries, de l’air comprimé ou des volants d’inertie.
  • Comparativement aux scénarios de référence et de TCE, le scénario des avancées technologiques suppose des coûts plus faibles des batteries au lithium-ion et leur lente adoption, un plus grand recours à la gestion de la demande de même qu’un nombre plus important des interconnexions entre les lignes de transport d’électricité de 500 mégawatts (« MW ») de l’Alberta et de la Colombie-Britannique.

Véhicules électriques

  • Dans la vaste majorité des cas, les véhicules actuellement sur la route ont un moteur à combustion interne (« MCI ») qui consomme des combustibles fossiles, habituellement de l’essence ou du diesel. Pour leur part, les VE ont un moteur électrique et l’électricité utilisée pour leurs déplacements est stockée dans une batterie.
  • Les VE peuvent fonctionner strictement à l’électricité ou prendre une forme hybride. Dans le premier cas, le moteur est relié à une batterie qu’on charge à même le réseau électrique. Dans le second, un MCI est greffé au véhicule et fonctionne en tandem avec son moteur électrique. Les véhicules hybrides rechargeables disposent d’une batterie qui peut être branchée sur le réseau électrique, mais lorsque celle-ci est à plat, le petit MCI à bord la recharge pour permettre de plus longs déplacements.
  • En tant que voitures de tourisme, les VE ont des avantages et des inconvénients comparativement aux véhicules munis d’un MCI. En l’absence d’émissions d’échappement, ils ne produisent pas directement de GES. Toutefois, si l’électricité servant à recharger sa batterie est produite à partir de combustibles fossiles, des émissions de GES doivent alors être associées au fonctionnement du véhicule. Dans certains territoires de compétence où les centrales au charbon constituent la principale source d’électricité, il est possible qu’au kilomètre parcouru, un VE émette davantage de GES qu’un véhicule de taille correspondante avec un MCI.
  • À l’heure actuelle, la gamme de VE s’élargit mais demeure limitée comparativement à celle des véhicules à MCI. En général, les VE sont aussi plus chers à l’achat, surtout en raison des coûts associés à la batterie. Cependant, il en coûte habituellement moins, au kilomètre parcouru, de conduire un VE. Cela est dû en partie à la plus grande efficience des moteurs électriques comparativement aux MCI et aux coûts généralement plus faibles de l’électricité par rapport à l’essence ou au diesel dans nombre de provinces.
  • Le rayon d’autonomie des VE peut constituer une difficulté au chapitre de leur utilité lorsqu’il faut entreprendre de plus longs déplacements. Ce rayon est habituellement plus faible que pour les véhicules à MCI mais peut être comparable en présence d’une batterie plus imposante. En outre, les stations-services permettant de faire rapidement le plein sont presque partout présentes, ce qui facilite d’autant les voyages plus longs au volant d’un véhicule à MCI. Il peut falloir davantage de temps pour recharger un VE, soit de 30 minutes à bien des heures selon le type de chargeur. Les stations publiques sont moins courantes, mais leur nombre croît rapidement. Le tableau 4.2 compare certaines caractéristiques clés de divers VE à celles d’un véhicule type à MCI (modèle Corolla de Toyota).

Tableau 4.1 - Caractéristiques choisies de voitures de tourisme, modèles 2017

Tableau 4.1 - Caractéristiques choisies de voitures de tourisme, modèles 2017
Modèle Rayon d’autonomie (en km) Prix d’achat (en $ US) kWh/100 km L/100 km
Leaf de Nissan 172 33 735 30 2,1
Focus électrique de Ford 185 29 120 31 2,2
Ioniq électrique de Hyundai 200 31 000 25 1,7
e-Golf de Volkswagen 201 32 295 28 2,0
Bolt EV de Chevrolet 383 38 763 28 2,0
X2 de Tesla 397 108 440 37 2,6
S2 de Tesla 433 83 863 34 2,3
Corolla (MCI) de Toyota 658 20 590 - 7,6

Source: Environmental Protection Agency

Figure 4.5 - Ventes annuelles de VE, y compris les véhicules hybrides rechargeables

Figure 4.5 - Ventes annuelles de VE, y compris les véhicules hybrides rechargeables
Description

Ce graphique montre les ventes annuelles de véhicules entièrement électriques et des modèles hybrides rechargeables. Les ventes enregistrées aux États-Unis, en Chine et dans le reste du monde y figurent. En 2010, les ventes annuelles ont été de 1 190, 1 430 et 4 160 respectivement pour ces régions. Vers 2016, les ventes ont atteint 159 000, 336 000 et 257 000 respectivement.

Source:Agence internationale de l’énergie

  •  Au Canada, les ventes de VE, y compris les véhicules hybrides rechargeables, ont atteint le chiffre de 11 500 en 2016, ce qui représente 0,6 % de toutes les voitures de tourisme vendues au pays cette année-là.
  • Les scénarios de référence et de TCE supposent une pénétration du marché modérée par les VE, leur part au niveau des ventes annuelles de voitures de tourisme atteignant 3 % en 2020 et 16 % en 2040. Ces ventes sont plus fortes dans les régions du Canada qui produisent une grande proportion de leur électricité à partir de sources sans émissions polluantes et qui ont adopté des politiques s’appliquant aux VE. C’est au Québec, compte tenu du mandat que s’est donné la province en matière de VE, que l’augmentation des ventes est la plus rapide.
  • Le scénario des avancées technologiques suppose que la récente croissance des ventes de VE continue de s’accélérer, les coûts des batteries diminuant et les rayons d’autonomie augmentant, ce qui favorise l’adoption de tels véhicules au Canada comme ailleurs dans le monde. Ce scénario suppose ainsi que les VE représenteront 6 % de toutes les ventes de véhicules en 2020 et 47 % en 2040. C’est d’abord dans le secteur des voitures de tourisme que la part de marché occupée par les VE augmente le plus rapidement, mais les véhicules utilitaires, camionnettes et autobus gagnent aussi du terrain vers la fin de la période de projection. Le scénario des avancées technologiques ne suppose pas une adoption à grande échelle des voitures sans conducteur. La figure 4.6 illustre les hypothèses de ventes de VE pour les scénarios des avancées technologiques et de TCE.

Figure 4.6 - Part des VE à l’achat de voitures de tourisme neuves, scénarios de TCE et des avancées technologiques

Figure 4.6 - Part des VE à l’achat de voitures de tourisme neuves, scénarios de TCE et des avancées technologiques
Description

Ce graphique illustre la part des modèles électriques parmi les achats de nouveaux véhicules, dans le scénario de tarification du carbone élevée et celui des avancées technologiques, pour le Québec seulement, pour l’Ontario, le Manitoba et la Colombie-Britannique ensemble, et pour les autres provinces. En 2016, la part des modèles électriques parmi les achats de nouveaux véhicules est de 1,08 % au Québec, 0,42 % en Ontario, au Manitoba et en Colombie-Britannique, et 0,11 % pour les autres provinces. Dans le scénario de tarification du carbone élevée, ces valeurs s’élèvent à 29,15 %, 16,67 % et 6,67 % vers 2040. Dans le scénario des avancées technologiques, les valeurs atteignent 48 %, 46,50 % et 45 % vers 2040.

  • Selon le scénario de TCE, c’est dans une proportion de 16 % que les voitures de tourisme sur la route en 2040 sont des VE, ce qui représente approximativement 3 millions de véhicules. Dans le scénario des avancées technologiques, ce nombre passe à plus ou moins 8 millions, c’est-à-dire qu’environ 34 % de toutes les voitures de tourisme sur la route en 2040 sont des VE.

Technologies d’injection de vapeur et de solvant dans la région des sables bitumineux

  • L’extraction du bitume des sables bitumineux peut être une activité à forte intensité énergétique, surtout dans le cas de l’exploitation in situ. Celle-ci nécessite la combustion de gaz naturel pour créer de la vapeur, qui est par la suite injectée dans les réservoirs afin de réduire la viscosité du bitume et de le pomper à la surface. Ces dernières années, des avancées technologiques et les améliorations apportées aux procédés ont permis de réduire la quantité de vapeur, donc de gaz naturel, utilisée pour la production d’un baril de pétrole. Cette tendance est traitée plus en détail au chapitre 2 de la publication Avenir énergétique du Canada en 2016, à la section intitulée « Consommation d’énergie dans l’exploitation des sables bitumineux ».
  • Le recul des prix du pétrole depuis le milieu de 2014, de concert avec l’adoption d’une tarification du carbone et d’un plafond de 100 Mt pour les émissions liées à l’exploitation des sables bitumineux, incite les producteurs dans cette région à continuer de réduire leurs coûts et leurs émissions de GES. Bien des technologies différentes sont proposées et évaluées dans la région des sables bitumineux. De ce nombre, les procédés d’injection de vapeur et de solvant pourraient ouvrir la voie à une réduction des coûts d’approvisionnement pour l’exploitation in situ, une moins grande consommation de gaz naturel et une diminution des émissions de GES.
  • Les procédés d’injection de vapeur et de solvant prévoient justement d’ajouter des solvants comme du propane ou du butane à la vapeur injectée dans les réservoirs in situ, à des concentrations pouvant varier entre 10 % et 20 %. Cela réduit encore plus la viscosité du bitume pour des taux de récupération, selon les réservoirs, de 10 % à 30 % supérieurs comparativement à l’utilisation de vapeur seule. Cette technologie pourrait réduire de façon considérable l’intensité énergétique de la production. De tels procédés diffèrent de ceux qui prévoient le recours exclusif à des solvants pour l’extraction du bitume.
  • Les coûts initiaux d’un projet de récupération in situ qui adopte des technologies d’injection de vapeur et de solvant peuvent être plus élevés en raison des installations supplémentaires requises pour stocker, traiter et récupérer les solvants. Ces coûts supérieurs peuvent toutefois être recouvrés dans une certaine mesure, selon les caractéristiques propres à chaque projet, grâce à des taux de récupération du bitume plus élevé et des besoins moins grands en vapeur. La rentabilité de tels procédés dépend en partie du prix du propane ou du butane à injecter. Ces dernières années, ces produits, en particulier le propane, coûtaient assez peu en raison d’un accroissement de la production tirée du gaz de schiste et de réservoirs étanches riche en liquides dans l’Ouest canadien. Le taux de recouvrement des solvants injectés dans les réservoirs est un autre facteur qui joue sur la rentabilité des procédés en question. Ces taux tournent habituellement autour de 70 % mais peuvent varier grandement.
  • Plusieurs projets pilotes ont adopté avec succès des technologies d’injection de vapeur et de solvant, certains d’envergure commerciale sont même à l’étude. Cenovus a indiqué que son projet Narrows Lake, récemment reporté en raison des faibles prix du pétrole, ferait appel à ces procédés à une échelle commerciale. Les projets d’agrandissement Aspen et Cold Lake de l’Impériale, faisant actuellement l’objet d’un examen réglementaire, prévoient tous deux l’adoption de tels procédés.
  • Le scénario des avancées technologiques suppose que l’exploitation des sables bitumineux fera la part de plus en plus belle aux procédés d’injection de vapeur et de solvant. Au début de la période de projection, ces procédés sont adoptés dans certains projets d’agrandissement précis pour ensuite être graduellement mis en œuvre dans les installations existantes. Des taux de récupération plus élevés du pétrole et des besoins moindres en vapeur réduisent les coûts de chaque baril produit d’environ 30 %, que ce soit à la suite d’agrandissements ou de la construction de nouvelles installations de récupération in situ. Dans le premier cas, les procédés précités permettent d’accroître les taux de récupération du bitume et de freiner la consommation de gaz naturel.

Électrification plus généralisée des appareils de chauffage et des chauffe-eau

  • Plusieurs technologies différentes servent à chauffer ménages et commerces au Canada. Les plus en vogue sont les chaudières au mazout ou alimentées au gaz naturel, les plinthes électriques et le bois. Le type prédominant dans une région donnée dépend habituellement des coûts relatifs des divers combustibles et de l’infrastructure en place en permettant l’acheminement. Par exemple, les faibles prix de l’électricité au Québec favorisent un emploi plus généralisé des plinthes de chauffage électrique. Au Canada atlantique, ce sont les chaudières au mazout et le chauffage électrique qui tiennent le haut du pavé, en partie en raison de l’infrastructure limitée de distribution de gaz naturel. La figure 4.7 montre la prévalence des types de chauffage selon la région au Canada.

Figure 4.7 - Répartition des types de chauffage résidentiel selon la région en 2014

Figure 4.7 - Share of Residential Heating System Type by Region, 2014
Description

Ce graphique montre les types de système de chauffage résidentiel par région, pour l’année 2014. Les quatre catégories de système de chauffage résidentiel sont les suivantes : mazout, gaz naturel, électrique et autre. Au Canada atlantique, le mazout représente 33 % des systèmes de chauffage résidentiels; le gaz naturel, 2,5 %; l’électricité, 39 % et les autres systèmes, 25 %. Au Québec, le mazout représente 8,5 % des systèmes de chauffage résidentiels; le gaz naturel, 3 %; l’électricité, 61 % et les autres systèmes, 27 %. En Ontario, le mazout représente 6 % des systèmes de chauffage résidentiels; le gaz naturel, 81 %; l’électricité, 11 % et les autres systèmes, 6,3 %. Dans les Prairies, le mazout représente 1,3 % des systèmes de chauffage résidentiels; le gaz naturel, 81 %; l’électricité, 11 % et les autres sources, 6,3 %. En Colombie-Britannique, le mazout représente 3,4 % des systèmes de chauffage résidentiels; le gaz naturel, 51 %; l’électricité, 31 % et les autres systèmes, 14 %. Dans les Territoires, le mazout représente 64 % des systèmes de chauffage résidentiels; le gaz naturel, 19 %; l’électricité, 2,6 % et les autres systèmes, 14 %.

Source: Natural Resources Canada

  • Qu’il s’agisse de systèmes de chauffage ou de chauffe-eau, l’efficacité énergétique et l’intensité des GES dépendent d’une palette de facteurs comme le type d’appareil utilisé, l’isolation du bâtiment et son étanchéité à l’air, la source de combustible et les conditions climatiques dans la région.
  • Les thermopompes qui fonctionnent à l’électricité constituent une technologie de remplacement qui peut servir pour le chauffage des bâtiments et de l’eau. Leur mode de fonctionnement est semblable à celui des congélateurs ou des climatiseurs, mais ils servent à réchauffer plutôt qu’à refroidir. Pour la plupart, les thermopompes peuvent en fait réchauffer et refroidir, selon les besoins.
  • L’avantage des thermopompes est qu’elles ne créent pas directement de la chaleur mais permettent plutôt un transfert d’énergie, tirant cette chaleur d’une source extérieure pour la pomper à l’endroit voulu. C’est ainsi qu’elles consomment de deux à cinq fois moins d’électricité que les plinthes électriques pour produire la même quantité de chaleur. Leur efficience dépend de la température du point d’extraction de la chaleur, ce qui fait que moins cette température est élevée, plus il faut d’énergie.
  • Il existe deux grands types de thermopompes, qui peuvent ainsi utiliser soit l’air soit le sol en tant que source de chaleur. Comme leur nom l’indique, les thermopompes à l’air transforment l’air extérieur en chaleur. Pour leur part, les pompes géothermiques font normalement partie d’un dispositif d’échange qui extrait la chaleur d’un liquide passant par des tuyaux enfouis qui peuvent absorber la chaleur du sol ou l’y dissiper.
  • Le scénario des avancées technologiques suppose que les installations de thermopompes atteindront une part de 15 % de tous les appareils de chauffage neufs achetés en 2025, tant au moment de la construction de bâtiments que de leur rénovation. Cette part passe à 30 % en 2040.

Technologie de CSC

  • La technologie de CSC prévoit le captage et le stockage des émissions de CO2 qui seraient autrement relâchées dans l’atmosphère. Le carbone capté est habituellement stocké sous terre dans des formations géologiques. Les projets de CSC sont normalement conçus en vue de capter du CO2 produit par d’importantes sources d’émissions, comme les centrales ou les usines de traitement de gaz naturel, afin d’ainsi tirer avantage de la concentration des GES. La capacité de toutes les installations d’envergure de CSC était de 34 Mt en 2016, soit l’équivalent d’environ 5 % des émissions canadiennes de GES.
  • Le captage du carbone peut prendre diverses formes. Les procédés précombustion transforment les combustibles fossiles en hydrogène et en CO2. L’hydrogène peut ensuite servir d’énergie ou être affecté à d’autres procédés alors que le CO2 est stocké. Les procédés postcombustion prévoient la séparation du CO2 au moment où il s’échappe d’une installation industrielle ou d’une centrale en employant des techniques variées. Il existe également des procédés qui allient oxygène et combustible. Ceux-ci consistent à brûler les combustibles fossiles dans un environnement riche en oxygène à l’origine d’un flux d’éjection composé principalement d’eau et de CO2, ce qui simplifie la récupération de ce dernier sous forme concentrée, le rendant apte au stockage.
  • Dans bien des cas, le flux de CO2 obtenu par CSC sert aussi à d’autres fins. Il est couramment utilisé, par exemple, pour la récupération assistée des hydrocarbures (« RAH »), alors que le CO2 est injecté dans des formations pétrolifères pour accroître la quantité de pétrole pouvant en être extraite.
  • La centrale Boundary Dam, en Saskatchewan, est entrée en exploitation en 2014. Cette centrale au charbon d’une capacité de 115 MW est en mesure de capter 1,3 Mt de CO2 par année. Le CO2 ainsi obtenu est surtout acheminé jusque dans des champs pétroliers à proximité en vue d’une RAH, mais une partie est aussi stockée sous terre dans des formations géologiques près de la centrale. Par ailleurs, la Saskatchewan a aussi importé du CO2 par pipeline d’une usine de gazéification du charbon au Dakota du Nord à des fins de RAH.
  • En Alberta, le projet Quest permet de capter du CO2 de l’usine de valorisation de Shell dans la région de Scotford, puis de l’acheminer par pipeline pour stockage permanent sous terre. Ce projet cible le captage d’une quantité de CO2 pouvant atteindre 1,1 Mt par année, soit environ 35 % des émissions de l’usine. L’Alberta Carbon Trunk Line, un pipeline de 240 kilomètres devant permettre le déplacement de CO2 d’une zone industrielle au nord d’Edmonton vers des projets de RAH dans le centre de la province, est en voie de réalisation. Dès 2018, il transportera 1,7 Mt de CO2 par année à partir de deux installations : la raffinerie Sturgeon (en construction) et une usine d’engrais d’Agrium. Sa capacité est de presque 15 Mt par année afin de permettre d’y greffer ultérieurement d’autres projets de CSC.
  • Les scénarios de référence et de TCE prévoient l’ajout de quelques projets de CSC pendant la période de projection, notamment pour les unités 4 et 5 de la centrale Boundary Dam, en 2021, puis pour l’unité 6 en 2029. Pour sa part, le scénario des avancées technologiques suppose, au chapitre de la technologie de CSC, la poursuite des travaux en recherche et développement ouvrant sur une baisse des coûts qui incite à élargir la capacité en la matière tout au long de la période. Ainsi, les travaux précités pour l’unité 6 de la centrale Boundary Dam se feraient plus tôt alors que d’autres centrales au charbon existantes en Alberta et en Saskatchewan seraient elles aussi rénovées de la même manière. La figure 4.8 illustre la capacité installée totale des centrales au charbon munies de la technologie de CSC.

Figure 4.8 - Capacité de production installée des centrales au charbon avec CSC, scénarios de TCE et des avancées technologiques

Figure 4.8 - Capacité de production installée des centrales au charbon avec CSC, scénarios de TCE et des avancées technologiques
Description

Ce graphique illustre la capacité installée de production d’électricité à partir du charbon avec captage et stockage du CO2, selon le scénario de tarification du carbone élevée et celui des avancées technologiques. En 2015, la capacité de production d’électricité à partir du charbon avec captage et stockage du CO2 au Canada était de 115 MW. Vers 2040, cette valeur augmente à 558 MW selon le scénario de tarification du carbone élevée, et à 1 363 MW selon le scénario des avancées technologiques.

Résultats – Scénario des avancées technologiques

  • Le scénario des avancées technologiques développe davantage les hypothèses qui sous-tendent celui de TCE, ce qui signifie que le prix du carbone augmente graduellement tout au long de la période de projection. Tel qu’il est indiqué au chapitre 2, il suppose également que l’adoption élargie de technologies comme les VE a une incidence sur la demande mondiale de pétrole brut. Par conséquent, le prix de celui-ci est moindre que dans les scénarios de TCE et de référence, qui s’établit donc ici à 65 $ US/b en 2040.

Déterminants macroéconomiques

  • Les principales variables économiques figurent au tableau 4.1. À cet égard, le scénario des avancées technologiques porte à 1,74 % la croissance annuelle moyenne pendant toute la période de projection, ce qui est légèrement supérieur aux valeurs prévues dans le scénario de référence.

Tableau 4.2 - Indicateurs économiques de 2016 à 2040, tous les scénarios

Tableau 4.2 - Indicateurs économiques de 2016 à 2040, tous les scénarios
Indicateur économique Taux de croissance annuelle moyen composé (à moins d’indication contraire)
  Scénario de référence Scénario de TCE Scénario des avancées technologiques
Produit intérieur brut réel 1,73 % 1,72 % 1,74 %
Population 0,76 % 0,76 % 0,76 %
Taux de change (moyen) 83,7 US/$ CAN 83,4 US/$ CAN 82,0 US/$ CAN
  • En raison de la production plus faible de pétrole brut et de ses prix moindres, selon le scénario des avancées technologiques, les taux de change $ US/$ CAN sont eux aussi plus bas que dans les autres scénarios. Alliée à des coûts d’énergie réduits découlant de l’adoption de technologies diverses, cette situation est à l’origine d’une accélération de la croissance économique. Cependant, malgré les différentes orientations imprimées à la filière énergétique, dans l’ensemble, sur le plan économique, les résultats sont semblables quel que soit le scénario. C’est ainsi qu’en 2040, comparativement au scénario de référence, le produit intérieur brut est de 0,2 % inférieur selon le scénario de TCE et de 0,1 % supérieur selon celui des avancées technologiques.

Demande d’énergie dans les secteurs résidentiel, commercial, industriel et des transports

  • Les technologies envisagées dans le scénario des avancées technologiques ont un impact sur la consommation d’énergie qui se manifeste de diverses façons et pousse à la baisse la demande pour utilisation finale. Celle-ci s’établit donc à 11 045 PJ en 2040 selon ce scénario. Quand on compare ce chiffre à la demande totale du scénario de TCE ou de référence on constate qu’il y est inférieur de 2,6 % dans le premier cas et de 9 % dans le second.
  • La figure 4.9 illustre les taux de croissance annuels moyens de la demande totale pour utilisation finale ainsi que de la demande respective pour chacun des quatre secteurs traités. La consommation d’énergie croît plus lentement ou régresse plus rapidement que dans le scénario de TCE. De telles tendances sont le fruit des hypothèses bien précises adoptées pour le scénario des avancées technologiques ainsi que de l’incidence de prix du pétrole brut plus faibles et de l’évolution correspondante des déterminants macroéconomiques.

Figure 4.9 - Croissance annuelle moyenne projetée de la demande d’énergie pour utilisation finale selon le secteur entre 2016 et 2040, tous les scénarios

Figure 4.9 - Croissance annuelle moyenne projetée de la demande d’énergie pour utilisation finale selon le secteur entre 2016 et 2040, tous les scénarios
Description

Ce graphique montre la croissance moyenne annuelle projetée de la demande d’énergie pour consommation finale par secteur, dans trois scénarios : de référence, de tarification du carbone élevée et des avancées technologiques. Dans le scénario de référence, le taux de croissance annuel moyen pour le secteur résidentiel est de 0,4 %; il est de 0,8 % pour le secteur commercial; de 0,5 % pour le secteur industriel; de -0,5 % pour le secteur des transports et de 0,3 % pour la consommation finale totale. Dans le scénario de tarification du carbone élevée, le taux de croissance annuel moyen pour le secteur résidentiel est de 0,2 %; il est de 0,5 % pour le secteur commercial; de 0,1 % pour le secteur industriel; de -0,6 % pour le secteur des transports et de 0 % pour la consommation finale totale. Dans le scénario des avancées technologiques, le taux de croissance annuel moyen pour le secteur résidentiel est de 0 %; il est de 0,4 % pour le secteur commercial; de 0,1 % pour le secteur industriel; de -0,8 % pour le secteur des transports et de -0,1 % pour la consommation finale totale.

Résidentiel et commercial

  • La présence accrue de thermopompes, pour répondre aux besoins en chauffage et en climatisation des bâtiments, fait que les secteurs résidentiel et commercial consomment moins d’énergie puisque cette technologie est plus efficiente que les systèmes classiques qui fonctionnent au gaz naturel, au mazout ou à l’électricité.
  • La figure 4.10 compare la demande résidentielle et commerciale d’électricité ou de gaz naturel en 2040 pour tous les scénarios. L’électricité est légèrement plus en demande selon le scénario des avancées technologiques. L’électrification accrue du chauffage est partiellement neutralisée par une plus grande efficacité énergétique dans des territoires de compétence comme le Québec, où les plinthes électriques occupent une place de choix. Les bâtiments usent donc moins de gaz naturel, dont la demande est ainsi inférieure de 12 % dans le scénario des avancées technologiques comparativement à ce qu’elle est dans celui de TCE.

Figure 4.10 - Demande résidentielle et commerciale d’électricité ou de gaz naturel en 2040, tous les scénarios

Figure 4.10 - Demande résidentielle et commerciale d’électricité ou de gaz naturel en 2040, tous les scénarios
Description

Ce graphique montre la demande d’électricité et de gaz naturel en 2040 pour les secteurs résidentiel et commercial combinés, selon les scénarios de référence, de tarification du carbone élevée et des avancées technologiques. Dans le scénario de référence, la demande d’électricité est de 1 315 PJ et la demande de gaz naturel, de 1 522 PJ. Dans le scénario de tarification du carbone élevée, la demande d’électricité est de 1 301 PJ et la demande de gaz naturel, de 1 396 PJ. Dans le scénario des avancées technologiques, la demande d’électricité est de 1 319 PJ et la demande de gaz naturel, de 1 232 PJ.

Transports

  • La présence plus grande de VE, selon le scénario des avancées technologiques, fait en sorte de réduire la demande d’énergie dans le secteur des transports. La demande totale dans ce secteur en 2040 est ainsi inférieure de 3 % comparativement à celle prévue dans le scénario de TCE et de 5 % quand on compare avec le scénario de référence. Cela est dû au fait qu’en règle générale, les VE consomment moins d’énergie par kilomètre parcouru que les véhicules classiques. Cependant, l’hypothèse de prix plus bas pour le pétrole dans le scénario des avancées technologiques fait contrepoids, car l’essence et le diesel coûtent par conséquent moins cher, ce qui représente une incitation à conduire davantage au volant des véhicules classiques toujours sur la route.
  • La figure 4.11 montre les écarts qui existent entre les scénarios des avancées technologiques et de TCE pour l’électricité, l’essence et l’éthanol mélangé à celle-ci. Plus les VE gagnent en popularité pour répondre aux besoins de transport, plus la demande d’électricité augmente, ce qui compense pour la consommation accrue d’essence et de l’éthanol qui y est mélangé. En 2040, cette demande est plus élevée de 37 PJ que dans le scénario de TCE, mais celle pour l’essence est par contre inférieure de 98 PJ.

Figure 4.11 - Différence dans la consommation entre les scénarios des avancées technologiques et de TCE pour l’électricité, l’essence et l’éthanol

Figure 4.11 - Différence dans la consommation entre les scénarios des avancées technologiques et de TCE pour l’électricité, l’essence et l’éthanol
Description

Ce diagramme montre la différence nette dans la demande, par combustible, entre le scénario des avancées technologiques et le scénario de tarification du carbone élevée. Vers 2040, la différence dans la demande d’essence est de -93 PJ, la différence dans la demande d’électricité est de 37 PJ et la différence dans la demande d’éthanol est de -6 PJ.

  • Selon le scénario des avancées technologiques, l’éthanol est mélangé à l’essence conformément aux exigences fédérales et provinciales minimales en la matière. Comme on consomme moins d’essence, en 2040, l’utilisation d’éthanol présente un écart négatif de 5,5 PJ dans le scénario des avancées technologiques comparativement à celui de TCE.

Production de pétrole brut et demande d’énergie industrielle

  • Dans le scénario des avancées technologiques, les producteurs présents dans la région des sables bitumineux ont de plus en plus recours aux technologies d’injection de vapeur et de solvant pour les projets de récupération in situ. Les coûts le baril en sont réduits, que ces technologies soient greffées à des installations existantes ou intégrées dans le cadre de nouveaux projets. Toutefois, le scénario des avancées technologiques suppose aussi de telles avancées partout ailleurs dans le monde, ce qui réduit d’autant la consommation globale de pétrole brut. Par conséquent, il prévoit pour celui-ci des prix plus faibles, s’établissant à 65 $ US/b en 2040 comparativement à 75 $ US/b dans le scénario de TCE et à 80 $ US/b dans celui de référence. Les coûts d’approvisionnement moindres sont en partie neutralisés par des hypothèses de prix plus faibles dans le scénario des avancées technologiques et la production atteint ainsi 416 102m3/j (2,6 Mb/j) en 2040, ce qui est 3 % plus élevé que pour le scénario de TCE.
  • Les coûts d’exploitation des ressources classiques et des sables bitumineux à ciel ouvert ne régressent pas de façon importante dans le scénario des avancées technologiques. La production tirée de l’exploitation à ciel ouvert est constante alors qu’aucune nouvelle installation autre que celles déjà en construction n’est prévue, quel que soit le scénario. Celle de pétrole classique, y compris celui provenant de gisements au large de Terre-Neuve-et-Labrador, recule, selon le scénario des avancées technologiques, en raison d’hypothèses de prix plus faibles. La figure 4.12 compare la production tirée des sables bitumineux in situ au reste du pétrole brut produit pour les trois scénarios.

Figure 4.12 - Comparaison de la production tirée des sables bitumineux in situ au reste du pétrole brut et d’équivalents produits, tous les scénarios

Figure 4.12 - Comparaison de la production tirée des sables bitumineux in situ au reste du pétrole brut et d’équivalents produits, tous les scénarios
Description

Ce graphique illustre la production in situ projetée et tout le reste de la production de pétrole brut selon le scénario de référence, le scénario de tarification du carbone élevée et le scénario des avancées technologiques. En 2015, la production in situ atteignait 217 103m3/j. Vers 2040, la production in situ s’élève à 453 103m3/j, 402 103m3/j et 416 103m3/j, dans les scénarios de référence, de tarification du carbone élevée et des avancées technologiques, respectivement. En 2015, tout le reste de la production de pétrole est de 422 103m3/j. Vers 2040, tout le reste de la production s’élève à 547 103m3/j, 505 103m3/j et 473  103m3/j, dans les scénarios de référence, de tarification du carbone élevée et des avancées technologiques, respectivement.

  • Le recours aux technologies d’injection de vapeur et de solvant réduit la quantité de vapeur, donc de gaz naturel, utilisée pour la production d’un baril de pétrole. La figure 4.13 illustre le RVP pondéré en fonction de la production pour les trois scénarios. En matière de demande d’énergie, la baisse du RVP compense largement pour l’accroissement de la production in situ prévue dans le scénario des avancées technologiques, ce qui mène à une diminution de 6,5 % à ce chapitre en 2040 comparativement au scénario de TCE.

Figure 4.13 - Gains annuels moyens du RVP pondéré en fonction de la production à l’exploitation des sables bitumineux par des procédés thermiques, tous les scénarios

Figure 4.13 - Gains annuels moyens du RVP pondéré en fonction de la production à l’exploitation des sables bitumineux par des procédés thermiques, tous les scénarios
Description

Ce graphique illustre les gains annuels moyens projetés de la production pondérée dans le rapport vapeur/pétrole de la production de pétrole par méthode thermique dans les sables bitumineux, selon les scénarios de référence, de tarification du carbone élevée et des avancées technologiques. En 2015, le rapport vapeur/pétrole de la production pondérée s’élevait à 3,03 et vers 2040, il est de 2,5, 2,27 et 2,02 dans les scénarios de référence, de tarification du carbone élevée et des avancées technologiques, respectivement.

  • Comparativement au scénario de TCE, la production de gaz naturel affiche un recul de 3 % en 2040 selon le scénario des avancées technologiques, surtout du fait que la baisse de production de pétrole brut donne moins de gaz dissous.
  • En 2040, la consommation totale d’énergie industrielle selon le scénario des avancées technologiques est inférieure de 1 % à celle prévue pour celui de TCE. La plus faible consommation dans la région des sables bitumineux est oblitérée par une utilisation légèrement plus élevée ailleurs, en grande partie en raison d’une plus forte croissance économique de certains secteurs axés sur les exportations et aussi d’hypothèses de prix de l’énergie plus bas comparativement au scénario de TCE, ce qui a comme effet de réduire les prix pour utilisation finale et de hausser la demande.

Électricité

  • Même si la demande totale pour utilisation finale est plus basse dans le scénario des avancées technologiques, une plus grande popularité de l’électricité dans les bâtiment et pour le transport fait qu’à cet égard elle est supérieure de 2,7 % à ce qu’entrevoit le scénario de TCE en 2040. En outre, des coûts plus faibles pour les ressources renouvelables et une meilleure intégration de celles-ci ainsi qu’une présence accrue de la technologie de CSC modifient le portefeuille d’électricité dans le scénario des avancées technologiques.
  • En 2040, le scénario des avancées technologiques prévoit une capacité de production supérieure de 8 % comparativement au scénario de TCE et de 40 % par rapport aux niveaux de 2015. Compte tenu des coûts plus bas associés aux ressources renouvelables et des mesures visant une meilleure intégration de celles-ci, les capacités de production solaire et éolienne sont plus élevées pour le scénario des avancées technologiques que pour celui de TCE, soit de 16 GW dans le premier cas et de 4,4 GW dans le second. Toujours selon le scénario des avancées technologiques, les deux types d’énergie précités représentent 40 % de la capacité de production totale du Canada en 2040, comparativement à 19 % dans ceux de référence et de TCE, alors que ce taux était de 9 % en 2015. La figure 4.14 illustre la capacité totale de production d’électricité selon la source en 2015 et 2040 pour tous les scénarios.

Figure 4.14 - Capacité de production selon la source en 2015 et 2040, tous les scénarios

Figure 4.14 - Generating Capacity by Fuel, 2015 and 2040, All Cases
Description

Ce graphique montre la capacité de production par combustible en 2015 et 2040 selon les scénarios de référence, de tarification du carbone élevée et des avancées technologiques. En 2015, la capacité de production hydroélectrique, éolienne, solaire, au gaz naturel, au charbon, nucléaire et autre était de 79,43 GW, 11,07 GW, 2,13 GW, 22 GW, 9,66 GW, 14,27 GW et 6,26 GW, respectivement. En 2040, selon le scénario de référence, la capacité de production hydroélectrique, éolienne, solaire, au gaz naturel, au charbon, nucléaire et autre est de 89,25 GW, 26,60 GW, 8,5 GW, 41,72 GW, 1,78 GW, 11,11 GW et 6,78 GW, respectivement. En 2040, selon le scénario de tarification du carbone élevée, la capacité de production hydroélectrique, éolienne, solaire, au gaz naturel, au charbon, nucléaire et autre est de 89,25 GW, 26,37 GW, 9,36 GW, 41,98 GW, 1,78 GW, 11,11 GW et 6,78 GW, respectivement. En 2040, selon le scénario des avancées technologiques, la capacité de production hydroélectrique, éolienne, solaire, au gaz naturel, au charbon, nucléaire et autre a été de 89,25 GW, 30,79 GW, 28,49  GW, 37,08 GW, 2,64 GW, 11,11 GW et 6,77 GW, respectivement.

  • Pour sa part, même si la capacité du gaz naturel dans le scénario des avancées technologiques progresse par rapport aux niveaux actuels, cette progression n’est plus aussi rapide. En 2040, la capacité en question est ainsi supérieure de presque 70 % aux chiffres de 2015 alors que le gaz continue de jouer un rôle important pour le remplacement des centrales au charbon et l’atteinte de l’équilibre requis en présence de ressources renouvelables intermittentes. Un recours accru à la technologie de CSC en Alberta et en Saskatchewan est à l’origine d’une augmentation de la capacité des centrales au charbon comparativement au scénario de référence ou de TCE.
  • Par rapport au scénario de TCE, la production de gaz naturel est en avance de 3 % en 2040 selon le scénario des avancées technologiques, ce qui est inférieur à l’accroissement de 8 % de la capacité de production, car ce sont les ressources éolienne et solaire qui comptent pour la plupart des ajouts. Ces ressources varient selon la vitesse des vents et l’ensoleillement, ce qui fait que sur une année, elles ont tendance à produire moins, par mégawatt de capacité, que les autres sources de production. Donc, même si elles constituent 27 % du portefeuille d’électricité en 2040, elles ne comptent alors que pour 16,5 % de la production. La figure 4.15 illustre la production de certaines sources en 2015 et 2040 pour tous les scénarios.

Figure 4.15 - Production de certaines sources en 2015 et 2040, tous les scénarios

Figure 4.15 - Production de certaines sources en 2015 et 2040, tous les scénarios
Description

Ce graphique montre la production par combustible en 2015 et 2040 selon les scénarios de référence, de tarification du carbone élevée et des avancées technologiques. En 2015, la production éolienne, solaire, au gaz naturel et au charbon était de 28,3 TWh, 3,0 TWh, 66,1 TWh et 62,3 TWh, respectivement. En 2040, selon le scénario de référence, la production éolienne, solaire, au gaz naturel et au charbon est de 69,38 TWh, 12,98 TWh, 128,05 TWh et 4,14 TWh, respectivement. En 2040, selon le scénario de tarification du carbone élevée, la production éolienne, solaire, au gaz naturel et au charbon est de 68,56 TWh, 14,40 TWh, 122,81 TWh et 3,50 TWh, respectivement. En 2040, selon le scénario des avancées technologiques, la production éolienne, solaire, au gaz naturel et au charbon est de 80,49 TWh, 43,22 TWh, 95,37 TWh et 10,06 TWh, respectivement.

  • La faveur gagnée par l’éolien, le solaire et les centrales au charbon munies de la technologie de CSC fait que le secteur de l’électricité au Canada, déjà peu polluant, le devient encore moins. La part des ressources sans émissions polluantes, qui était de 80 % en 2015, passe en 2040 à 86 % selon le scénario des avancées technologiques et à 82 % pour les scénarios de référence ou de TCE.

Émissions de GES

  • Le scénario des avancées technologiques a des répercussions sur la demande d’énergie primaire du fait de la plus grande popularité de l’électricité et de la demande globale moindre pour utilisation finale alliées à une production électrique accrue à partir de ressources renouvelables. Une telle évolution de la situation écrase encore plus la trajectoire des émissions de GES au Canada, car moins de combustibles fossiles sont consommés et davantage de carbone est capté pour être stocké.
  • L’évolution de la composition du portefeuille d’électricité dans le scénario des avancées technologiques nourrit la demande du côté des ressources renouvelables et du charbon.
  • Pour sa part, la demande de produits pétroliers décroît, le secteur des transports en consommant moins. Celle de gaz naturel diminue aussi, comparativement à ce qui est prévu dans le scénario de TCE, que ce soit dans les secteurs résidentiel, commercial ou industriel pour utilisation finale ou à des fins de production d’électricité.

Figure 4.16 - Évolution de la demande d’énergie primaire selon la source, scénario des avancées technologiques comparativement à celui de TCE

Figure 4.16 - Évolution de la demande d’énergie primaire selon la source, scénario des avancées technologiques comparativement à celui de TCE
Description

Ce graphique montre la différence nette de 2015 à 2040 dans la demande d’énergie primaire, entre le scénario de tarification du carbone élevée et le scénario des avancées technologiques, répartie par type de combustible. Vers 2020, la demande de produits pétroliers est inférieure de 5,04 PJ dans le scénario des avancées technologiques comparativement au scénario de tarification du carbone élevée; la demande de gaz naturel est inférieure de 43,7 PJ dans le scénario des avancées technologiques; la demande de charbon est supérieure de 2,34 PJ dans le scénario des avancées technologiques, et la demande de ressources renouvelables est supérieure de 4,54 PJ. Vers 2030, la demande de produits pétroliers est inférieure de 39,02 PJ dans le scénario des avancées technologiques comparativement au scénario de tarification du carbone élevée; la demande de gaz naturel est inférieure de 282,33 PJ dans le scénario des avancées technologiques; la demande de charbon est supérieure de 36,52 PJ dans le scénario des avancées technologiques, et la demande de ressources renouvelables est supérieure de 81,01 PJ. Vers 2040, la demande de produits pétroliers est inférieure de 100,3 PJ dans le scénario des avancées technologiques comparativement au scénario de tarification du carbone élevée; la demande de gaz naturel est inférieure de 477,9 PJ dans le scénario des avancées technologiques; la demande de charbon est supérieure de 68,2 PJ dans le scénario des avancées technologiques, et la demande de ressources renouvelables est supérieure de 141,9 PJ.

  • L’évolution prévue entraîne un recul de la demande primaire totale dans le scénario des avancées technologiques, tant comparativement au scénario de référence qu’à celui de TCE et aussi par rapport aux valeurs de 2015. En 2040, ces écarts négatifs sont ainsi respectivement de 8,5 %, 2,9 % et 2,7 %.
  • Selon le scénario des avancées technologiques, la demande totale de combustibles fossiles régresse plus rapidement que la demande primaire totale. En 2040, la consommation totale de combustibles fossiles prévue dans ce scénario est inférieure de 13 % comparativement au scénario de référence et de 5 % quand on compare avec le scénario de TCE, alors que l’écart négatif est de 7,4 % par rapport aux valeurs enregistrées à cet égard en 2015. La figure 4.17 illustre cette différence pour les scénarios des avancées technologiques et de TCE en comparaison avec celui de référence.

Figure 4.17 - Écart en pourcentage comparativement au scénario de référence de la consommation totale de combustibles fossiles, scénarios de TCE et des avancées technologiques Figure 4.17 - Écart en pourcentage comparativement au scénario de référence de la consommation totale de combustibles fossiles, scénarios de TCE et des avancées technologiques

Description

Le graphique indique la différence en pourcentage dans l’utilisation d’énergie dérivée des combustibles fossiles selon les scénarios de référence, de tarification du carbone élevée et des avancées technologiques pendant la période de projection. Vers 2020, le pourcentage dans le scénario de tarification du carbone élevé est inférieur de 0,1 % à celui du scénario de référence, alors que le pourcentage dans le scénario des avancées technologiques est inférieur de 0,5 % à celui du scénario de référence. Vers 2030, le pourcentage dans le scénario de tarification du carbone élevé est inférieur de 3,8 % à celui du scénario de référence, alors que le pourcentage dans le scénario des avancées technologiques est inférieur de 6,5 % à celui du scénario de référence. Vers 2040, le pourcentage dans le scénario de tarification du carbone élevé est inférieur de 8,0 % à celui du scénario de référence, alors que le pourcentage dans le scénario des avancées technologiques est inférieur de 12,8 % à celui du scénario de référence.

  • L’intensité des émissions de GES pour les combustibles fossiles consommés selon le scénario des avancées technologiques est semblable à ce qui est prévu dans celui de TCE. Le gaz naturel recule davantage dans le premier cas que dans le second et comme il est à l’origine d’émissions moins intenses que les autres combustibles, l’intensité moyenne de CO2 par mégajoule augmente d’autant. Toutefois, la plus grande quantité de carbone stockée au moyen de la technologie de CSC dans le scénario des avancées technologiques produit l’effet contraire et pousse l’intensité des émissions vers le bas. C’est ainsi qu’en 2040, cette intensité pour les combustibles fossiles consommés selon le scénario des avancées technologiques est à peine de 0,5 % inférieure à celle attendue dans le scénario de TCE.

Figure 4.18 - Moyenne pondérée estimative de l’intensité des émissions de GES attribuables à la consommation de combustibles fossiles, scénarios de référence, de TCE et des avancées technologiques

Figure 4.18 - Moyenne pondérée estimative de l’intensité des émissions de GES attribuables à la consommation de combustibles fossiles, scénarios de référence, de TCE et des avancées technologiques
Description

Ce diagramme illustre l’intensité moyenne pondérée estimative des émissions de GES reliée aux combustibles fossiles, dans les scénarios de référence, de tarification du carbone élevée et des avancées technologiques. En 2005, l’intensité des émissions s’élevait à 64,1 grammes d’équivalent CO2 par mégajoule et l’intensité énergétique, à 59,6 grammes d’équivalent CO2 par mégajoule. Vers 2040, l’intensité des émissions prévue est de 54,9 grammes d’équivalent CO2 par mégajoule dans le scénario de référence, 54,7 grammes d’équivalent CO2 par mégajoule dans le scénario de tarification du carbone élevée et 54,5 grammes d’équivalent CO2 par mégajoule dans le scénario des avancées technologiques.

  • L’analyse présentée dans Avenir énergétique 2017 découle de projections quant à l’offre et à la demande futures d’énergie à partir de diverses hypothèses. Elle n’illustre pas la voie à suivre pour l’atteinte de buts précis liés aux changements climatiques. Sous le scénario des avancées technologiques, les émissions de GES prévues en raison de la consommation de combustibles fossiles ne permettent pas au pays d’abaisser ces émissions de 30 % en 2030 par rapport aux niveaux atteints en 2005, ce qui signifie que le Canada devra faire davantage pour atteindre ses cibles en matière de GES. Dans les scénarios de référence et de TCE, en tenant compte des réductions des émissions non attribuables à la combustion, notamment par colmatage de fuites de méthane, puis en incluant les droits d’émission achetés en dehors du pays (par exemple par l’Ontario ou le Québec dans le cadre de l’entente de plafonnement et d’échange conclue avec la Californie), il serait possible d’aplanir encore plus la courbe des émissions de GES au Canada.
  • Le rythme et l’ampleur des changements technologiques constituent des incertitudes de premier plan à l’égard des projections présentées ici. Le scénario des avancées technologiques en fait son terrain de prédilection en illustrant l’incidence que pourraient avoir certaines technologies sur la filière énergétique du Canada, mais nombre d’autres technologies pourraient également servir à la décarboner davantage. La réaction du marché à un prix du carbone plus élevé pourrait elle aussi être différente, dans un sens comme dans l’autre, que celle envisagée dans les scénarios de TCE et des avancées technologiques.
  • Les deux scénarios précités ne constituent nullement le plafond ultime auquel le Canada peut aspirer en matière de réduction des émissions de GES. Ils servent plutôt à illustrer l’incidence que les politiques climatiques et les technologies peuvent avoir sur la filière énergétique canadienne. Avenir énergétique 2017 montre que ces deux composantes peuvent influer grandement sur la trajectoire qu’emprunteront les émissions au pays, en plus d’influencer la façon dont les Canadiens produiront et consommeront de l’énergie au cours des décennies à venir.

Principales incertitudes

  • Le scénario des avancées technologiques examine les conséquences de prix du carbone plus élevés ainsi que de l’adoption élargie de certaines technologies à long terme. Pour ce faire il se fonde sur la série de modèles et d’hypothèses adoptée pour la présente analyse. D’autres modèles et hypothèses pourraient avoir des répercussions différentes.
  • De nombreuses autres technologies émergentes pourraient aussi avoir des effets sur la filière énergétique du Canada au cours des années à venir. Si celles évoquées ici venaient à gagner beaucoup d’importance sur le marché, la courbe d’adoption pourrait différer dans un sens comme dans l’autre par rapport à celle prévue dans le scénario des avancées technologiques. L’histoire regorge de transitions énergétiques survenues de maintes façons et la voie empruntée pour celles à venir pourrait être grandement différente de celle tracée ici.
  • L’incidence qu’aurait sur les marchés de l’énergie à la grandeur de la planète une réorientation mondiale entraînant la mise en place de politiques climatiques plus actives et une adoption élargie de technologies à faibles émissions de carbone demeure hautement spéculative. Les scénarios de TCE et des avancées technologiques supposent des prix du pétrole brut plus bas que dans celui de référence, une situation qui pourrait avoir des incidences plus grandes ou moins marquées que celles prévues. Les marchés du gaz naturel, du charbon et de l’électricité peuvent tous être touchés par une nouvelle dynamique mondiale, comme pourraient aussi l’être l’offre et la demande de marchandises à forte intensité énergétique. De tels changements auront des répercussions au Canada, autant au niveau des tendances macroéconomiques que de celles propres à l’énergie consommée ou aux émissions en découlant.
  • Le scénario des avancées technologiques penche en faveur d’une plus grande production d’électricité à partir de parcs éoliens et solaires, compte tenu de coûts plus faibles et d’une intégration plus grande, deux éléments particulièrement importants pour l’avenir du développement de telles ressources au Canada. La baisse des coûts pourrait aussi être plus marquée ou moins importante que celle envisagée dans le scénario des avancées technologiques. Même en présence de coûts moindres, les enjeux associés à l’intégration de ces ressources intermittentes pourraient limiter leur gain en popularité. Par contre, des progrès soutenus de ce côté pourraient mener à une part encore plus grande occupée par les énergies en question dans le portefeuille d’électricité du Canada comparativement à celle à laquelle on s’attend selon le scénario des avancées technologiques.

 

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