ARCHIVÉ - L’avenir énergétique du Canada * - Scénario de référence et scénarios prospectifs jusqu’à 2030 - Évaluation du marché de l’énergie

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Novembre 2007

* Édition qui comprend des changements mineurs et des annexes augmentées. L’Office national de l’énergie a publié dans son site Web (www.one-neb.gc.ca) un errata à l’égard du rapport sur L’avenir énergétique du Canada. Le lecteur est prié de le consulter pour connaître le détail des changements importants. L’Office tient à s’excuser de tout inconvénient causé par cette situation.

Canada’s Energy Future Reference Case and Sce image-actualnarios to 2030

L’avenir énergétique du Canada - Scénario de référence et scénarios prospectifs jusqu’à 2030 - Évaluation du marché de l’énergie [PDF 4178 ko]

L’avenir énergétique du Canada - Scénario de référence et scénarios prospectifs jusqu’à 2030 - Évaluation du marché de l’énergie - Annexes [PDF 2970 ko]

L’avenir énergétique du Canada - Scénario de référence et scénarios prospectifs jusqu’à 2030 - Évaluation du marché de l’énergie - Rapport et annexes [ZIP 6483 ko]
(Maintient les liens entre les graphiques du rapport et leurs données et entre les annexes et les fichiers de données.)

Table des matières

Liste des figures
Liste des tableaux
Liste des sigles et des abréviations
Liste des unités

Résumé
Aperçu analytique
Aperçu du scénario de référence et des scénarios prospectifs
Aperçu des hypothèses clés et des résultats quantitatifs
Conclusions
Avant-propos

Chapitre 1 : Introduction
L’avenir énergétique du Canada - Démarche adoptée en 2007
Scénarios prospectifs utilisés dans ce rapport
Commentaires des parties prenantes
Structure du rapport

Chapitre 2 : Contexte énergétique
Prix de l’énergie
Contexte mondial
Évolution de la politique énergétique et de la politique environnementale
Réaction de la demande
Technologies nouvelles ou émergentes
Infrastructures
Énergie et économie canadienne
Exportations énergétiques
Réserves canadiennes

Chapitre 3 : Scénario de référence
Aperçu du scénario de référence (2005-2015)
Perspectives macroéconomiques
Prix de l’énergie
Demande d’énergie
Approvisionnement en pétrole
Approvisionnement en gaz naturel
Liquides de gaz naturel
Approvisionnement en électricité
Charbon
Émissions de gaz à effet de serre
Enjeux du scénario de référence et implications

Chapitre 4 : Maintien des tendances
Aperçu du scénario (2005-2030)
Perspectives macroéconomiques
Prix de l’énergie
Demande d’énergie
Approvisionnement en pétrole
Approvisionnement en gaz naturel
Liquides de gaz naturel
Approvisionnement en électricité
Charbon
Émissions de gaz à effet de serre
Enjeux du scénario de référence et implications

Chapitre 5 : Triple-E
Aperçu du scénario (2005-2030)
Perspectives macroéconomiques
Prix de l’énergie
Demande d’énergie
Approvisionnement en pétrole
Approvisionnement en gaz naturel
Liquides de gaz naturel
Approvisionnement en électricité
Charbon
Émissions de gaz à effet de serre
Enjeux du Triple-E et implications

Chapitre 6 : Îles fortifiées
Aperçu du scénario (2005-2030)
Perspectives macroéconomiques
Prix de l’énergie
Demande d’énergie
Approvisionement en pétrole
Approvisionnement en gaz naturel
Liquides de gaz naturel
Approvisionnement en électricité
Charbon
Émissions de gaz à effet de serre
Enjeux des Îles fortifiées et implications

Chapitre 7 : Conclusions - Implications clés pour la filière énergétique canadienne

Glossaire
Tables de conversion
Guide des annexes

Liste des figures

Liste des figures
R.1 Demande canadienne totale d’énergie secondaire
R.2 Intensité des émissions canadiennes de GES
   
AA.1 Taux de croissance annuelle moyen du PIB réel, de la main-d’oeuvre et de la productivité - Scénario de référence 2004-2015 et scénarios prospectifs 2004-2030
AA.2 Taux de croissance annuelle moyen du secteur des biens, du secteur des services et du revenu disponible des particuliers - Scénario de référence 2004-2015 et scénarios prospectifs 2004-2030
AA.3 Composition régionale du PIB, 2004 et 2030
AA.4 Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma
AA.5 Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane
AA.6 Demande canadienne totale d’énergie secondaire
AA.7 Perspectives de production de pétrole brut canadien
AA.8 Exportations de pétrole brut léger canadien
AA.9 Exportations de pétrole brut lourd canadien
AA.10 Perspectives de production de gaz naturel canadien
AA.11 Exportations nettes de gaz naturel canadien
AA.12 Production d’électricité selon le combustible et le scénario
AA.13 Production et écoulement du charbon canadien
AA.14 Émissions canadiennes totales de GES
AA.15 Intensité des émissions canadiennes de GES
   
1.1 Scénarios prospectifs de l’ONÉ sur l’avenir énergétique
   
2.1 Consommation mondiale d’énergie primaire selon le combustible, 2006
2.2 Production et consommation de pétrole et gaz dans le monde selon la région, 2006
2.3 Réserves prouvées estimatives de pétrole, 2005
   
3.1 Taux de croissance réels du PIB - Scénario de référence 2004-2015
3.2 Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma - Scénario de référence
3.3 Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane - Scénario de référence
3.4 Intensité de la demande canadienne totale d’énergie secondaire - Scénario de référence
3.5 Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire selon le combustible - Scénario de référence
3.6 Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire selon le combustible - Scénario de référence
3.7 Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire selon le combustible - Scénario de référence
3.8 Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le combustible - Scénario de référence
3.9 Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le mode - Scénario de référence
3.10 Production totale de pétrole au Canada - Scénario de référence
3.11 Production de pétrole classique dans le BSOC - Scénario de référence
3.12 Production de brut léger dans l’Est du Canada - Scénario de référence
3.13 Production tirée des sables bitumineux au Canada - Scénario de référence
3.14 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger - Scénario de référence
3.15 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd - Scénario de référence
3.16 Perspectives de production de gaz naturel - Scénario de référence
3.17 Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel - Scénario de référence
3.18 Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien - Scénario de référence
3.19 Capacité de production au Canada - Scénario de référence
3.20 Production au Canada - Scénario de référence
3.21 Transferts interprovinciaux et exportations nettes - Scénario de référence
3.22 Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur - Scénario de référence
3.23 Intensité totale des GES au Canada - Scénario de référence
   
4.1 Taux de croissance réels du PIB - Maintien des tendances 2004-2030
4.2 Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma - Maintien des tendances
4.3 Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane - Maintien des tendances
4.4 Intensité de la demande canadienne totale d’énergie secondaire - Maintien des tendances
4.5 Demande canadienne totale d’énergie secondaire selon le combustible - Maintien des tendances
4.6 Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire selon le combustible - Maintien des tendances
4.7 Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire selon le combustible - Maintien des tendances
4.8 Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire selon le combustible - Maintien des tendances
4.9 Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le combustible - Maintien des tendances
4.10 Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le mode - Maintien des tendances
4.11 Production de pétrole classique dans le BSOC - Maintien des tendances
4.12 Production totale de pétrole au Canada - Maintien des tendances
4.13 Production de brut léger dans l’Est du Canada - Maintien des tendances
4.14 Production tirée des sables bitumineux au Canada - Maintien des tendances
4.15 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger - Maintien des tendances
4.16 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd - Maintien des tendances
4.17 Perspectives de production de gaz naturel - Maintien des tendances
4.18 Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel - Maintien des tendances
4.19 Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien - Maintien des tendances
4.20 Capacité de production au Canada - Maintien des tendances
4.21 Production au Canada - Maintien des tendances
4.22 Transferts interprovinciaux et exportations nettes - Maintien des tendances
4.23 Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur - Maintien des tendances
4.24 Intensité totale des GES au Canada - Maintien des tendances
   
5.1 Taux de croissance réels du PIB - Triple-E 2004-2030
5.2 Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma - Triple-E
5.3 Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane - Triple-E
5.4 Demande canadienne totale d’énergie secondaire selon le combustible - Triple-E
5.5 Intensité de la demande canadienne totale d’énergie secondaire - Triple-E
5.6 Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire selon le combustible - Triple-E
5.7 Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire selon le combustible - Triple-E
5.8 Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire selon le combustible - Triple-E
5.9 Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le combustible - Triple-E
5.10 Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le mode - Triple-E
5.11 Production totale de pétrole au Canada - Triple-E
5.12 Schéma de l’ossature pipelinière pour le CO2 en Alberta
5.13 Production de pétrole classique dans le BSOC - Triple-E
5.14 Production de brut dans l’Est du Canada - Triple-E
5.15 Production tirée des sables bitumineux au Canada - Triple-E
5.16 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger - Triple-E
5.17 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd - Triple-E
5.18 Perspectives de production de gaz naturel - Triple-E
5.19 Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel - Triple-E
5.20 Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien - Triple-E
5.21 Capacité de production au Canada - Triple-E
5.22 Production au Canada - Triple-E
5.23 Transferts interprovinciaux et exportations nettes - Triple-E
5.24 Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur - Triple-E
5.25 Intensité totale des GES au Canada - Triple-E
   
6.1 Taux de croissance réels du PIB - Îles fortifiées 2004-2030
6.2 Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma - Îles fortifiées
6.3 Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane - Îles fortifiées
6.4 Demande canadienne totale d’énergie secondaire selon le combustible - Îles fortifiées
6.5 Intensité de la demande canadienne totale d’énergie secondaire - Îles fortifiées
6.6 Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire selon le combustible - Îles fortifiées
6.7 Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire selon le combustible - Îles fortifiées
6.8 Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire selon le combustible - Îles fortifiées
6.9 Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le combustible - Îles fortifiées
6.10 Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le mode - Îles fortifiées
6.11 Production totale de pétrole au Canada - Îles fortifiées
6.12 Production de pétrole classique dans le BSOC - Îles fortifiées
6.13 Production de brut léger dans l’Est du Canada - Îles fortifiées
6.14 Production tirée des sables bitumineux au Canada - Îles fortifiées
6.15 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger - Îles fortifiées
6.16 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd - Îles fortifiées
6.17 Perspectives de production de gaz naturel - Îles fortifiées
6.18 Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel - Îles fortifiées
6.19 Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien - Îles fortifiées
6.20 Capacité de production au Canada - Îles fortifiées
6.21 Production au Canada - Îles fortifiées
6.22 Transferts interprovinciaux et exportations nettes - Îles fortifiées
6.23 Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur - Îles fortifiées
6.24 Intensité totale des GES au Canada - Îles fortifiées

Liste des tableaux

Liste des tableaux
AA.1 Résumé des hypothèses clés et des résultats quantitatifs
2.1 Ressources charbonnières au Canada
3.1 Variables macroéconomiques clés - Scénario de référence 2004-2015
4.1 Variables macroéconomiques clés - Maintien des tendances 2004-2030
5.1 Variables macroéconomiques clés - Triple-E 2004-2030
6.1 Variables macroéconomiques clés - Îles fortifiées 2004-2030

Liste des sigles et des abréviations

Liste des sigles et des abréviations
AIE Agence internationale de l’énergie
ALÉNA Accord de libre-échange nord-américain
API American Petroleum Institute
ASI Alimentation sans interruption
BSOC Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien
CANDU Réacteur (nucléaire) canadien à deutérium-uranium
CANMET Centre canadien de la technologie des minéraux et de l’énergie
CAODC Canadian Association of Oilwell Drilling Contractors
CCÉ Cogénération de chaleur et d’électricité
CCS Capture de dioxyde de carbone et stockage
CGC Commission géologique du Canada
CMNÉB Code modèle national de l’énergie pour les bâtiments
CO Monoxyde de carbone
CO2 Dioxyde de carbone
COV Composés organiques volatils
CTEC Centre de la technologie de l’énergie de CANMET
DGMV Drainage par gravité au moyen de la vapeur
DAA Déduction pour amortissement accéléré
É.-U. États-Unis
EGM ÉnerGuide pour les maisons
ÉMÉ Évaluation du marché de l’énergie
ERSE Élaboration rapide et systèmes de l’entreprise
EUB Energy and Utilities Board de l’Alberta
GC Gestion de la consommation
GeoPOS GeoPower in the Oil Sands
GES Gaz à effet de serre
GICC Gazéification intégrée à cycle combiné
GIFC Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat
GNC Gaz naturel comprimé
GNL Gaz naturel liquéfié
H2 Hydrogène gazeux
IEEP Politique favorisant une extraction supplémentaire d’éthane
LEEDMD Leadership in Energy and Environmental Design
LFC Lampe fluorescente compactes
LGN Liquide de gaz naturel
MCI Moteur à combustion interne
MH Méthane de houille
MP Matières particulaires
MR Mazout résiduel
NOx Oxydes d’azote
NYMEX New York Mercantile Exchange
OCDE Organisation de coopération et de développement économiques
ONÉ Office national de l’énergie
OPEP Organisation des pays exportateurs de pétrole
PEBC Programme d’encouragement pour les bâtiments commerciaux
PIB Produit intérieur brut
RAH Récupération assistée des hydrocarbures
RASM Résidu atomisé superfin multiphase
RCA Réacteur CANDU avancé
RNCan Ressources naturelles Canada
SCV Stimulation cyclique par la vapeur
SOx Oxydes de soufre
StatCan Statistique Canada
TGN Transfert de propriété du gaz dans le réseau de NOVA
THAITM Injection d’air verticale puis horizontale
TVC Transmission à variation continue
VAPEX Injection de vapeur de solvants
VÉH Véhicule électrique hybride
VKP Voiture-kilomètre parcouru
VUS Véhicule utilitaire sport
WCS Western Canadian Select
WTI West Texas Intermediate

Liste des unités

$ ou $CAN dollars canadiens
$US dollars américains
b baril
b/j barils par jour
GJ gigajoule
Gm³ milliard de mètres cubes
Gpi³ milliard de pieds cubes
Gpi³/j milliards de pieds cubes par jour
GW gigawatt
GWh gigawattheure
kb/j milliers de barils par jour
kpi³ millier de pieds cubes
kpi³/j milliers de pieds cubes par jour
kWh kilowattheure
mètre cube
m³/j mètres cubes par jour
Mb/j millions de barils par jour
MBTU million de BTU
Mm³/j millions de mètres cubes par jour
Mt mégatonne
MW mégawatt
PJ pétajoule
Tpi³ billion de pieds cubes
TWh térawattheure

Résumé

L’énergie a toujours été et continuera d’être un sujet d’une extrême importance pour les Canadiens. Compte tenu de notre climat nordique, de l’immensité du pays et de ses vastes ressources naturelles, l’énergie sert au chauffage de nos maisons, au transport, à la mise en valeur de nos ressources, ainsi qu’à la production de biens et de services. L’énergie est indispensable à notre confort et à notre prospérité économique.

Par ailleurs, nous sommes de plus en plus conscients des effets de la consommation d’énergie sur notre milieu physique, sur la qualité de l’air dans nos villes et sur notre santé, sans oublier les incidences éventuelles sur le climat de la planète. Un des très grands enjeux pour les Canadiens du XXIe siècle consiste à trouver des façons de produire de l’énergie et de la mettre à profit en réduisant au minimum les incidences que ces activités produisent sur leur environnement.

Le présent rapport, L’avenir énergétique du Canada, permet à l’Office national de l’énergie (ONÉ ou Office) de faire part aux Canadiens de ses observations sur les questions de l’énergie. L’information ainsi présentée par l’ONÉ cadre avec un de ses mandats, voulant que les Canadiens profitent d’infrastructures et de marchés énergétiques efficients.

Le rapport sur L’avenir énergétique du Canada met en lumière les questions énergétiques auxquelles les Canadiens devront répondre, et ce que cela signifiera pour les consommateurs ainsi que pour les producteurs d’énergie au pays. Alors que le rapport se concentre sur les tendances de l’offre et de la demande d’énergie, il ne propose aucune orientation politique spécifique quant aux programmes ou aux mesures qui s’imposeraient afin d’atteindre certains objectifs. C’est à nous tous, Canadiens, représentants du secteur énergétique et décideurs, de cerner les résultats souhaités et de trouver les outils requis pour les atteindre. Notre espoir est que le présent rapport contribuera de façon positive aux échanges toujours plus en profondeur entre bon nombre de Canadiens sur l’énergie et l’environnement.

Le rapport se penche sur différents futurs énergétiques possibles pour les Canadiens d’ici 2030. Pour ce faire il s’appuie notamment sur des projections de base, c’est-à-dire un scénario de référence qui est, de l’avis de l’Office, le plus probable jusqu’en 2015. Trois autres scénarios, dits prospectifs, sont élaborés, chacun à partir d’un ensemble d’hypothèses cohérentes distinct, notamment en matière de croissance économique, de mesures environnementales et de prix de l’énergie. Ces derniers scénarios permettent de se pencher sur la question de l’avenir énergétique du pays jusqu’en 2030.

  • Scénario Maintien des tendances : Les tendances apparentes au début de la période visée se maintiennent tout au long de cette période et au-delà de celle que visent les prévisions du scénario de référence.
  • Scénario Triple-E : Un équilibre entre les objectifs économiques, environnementaux et énergétiques qui se traduit ici par des marchés de l’énergie qui fonctionnent bien, des ententes internationales de coopération et les politiques de gestion de la consommation les plus rigoureuses des trois scénarios prospectifs.
  • Scénario Îles fortifiées : Les préoccupations en matière de sûreté dominent ce scénario qui est caractérisé par une agitation géopolitique, une absence de confiance et de coopération sur la scène internationale, et des politiques gouvernementales protectionnistes.

Les principales conclusions du rapport sur L’avenir énergétique du Canada suivent.

La demande d’énergie au Canada continuera de croître au cours des 30 prochaines années.

  • La demande d’énergie suivra de très près la croissance démographique et économique. Une croissance accrue dans les deux cas signifie une demande d’énergie grandissante (figure R.1). Les Canadiens modifieront leurs habitudes de consommation d’énergie, mais lentement. Cela est attribuable au fait que nous ne remplaçons ni ne modernisons de façon régulière nos immeubles de bureaux, nos maisons et nos véhicules afin de tirer avantage des plus récentes technologies visant l’accroissement de l’efficacité énergétique. À long terme, au fil des améliorations technologiques et de celles apportées à l’efficacité énergétique, les Canadiens auront l’occasion de réduire leur demande d’énergie.

    Figure R.1

    Demande canadienne totale d’énergie secondaire

    Demande canadienne totale d’énergie secondaire
  • Les Canadiens continueront d’avoir recours à l’automobile pour leurs déplacements. Même si ces véhicules consomment de moins en moins d’énergie, les combustibles fossiles demeurent privilégiés.
  • L’efficacité énergétique continuera de s’améliorer à tous les niveaux de l’économie. Le rythme des améliorations dépendra des politiques gouvernementales et des engagements pris par les Canadiens afin de gérer la croissance de la demande d’énergie.
  • La demande de gaz naturel se maintiendra, notamment afin de répondre aux besoins pour la transformation des sables bitumineux et pour la production d’électricité. Toutefois, d’autres possibilités commencent aussi à se dessiner, dont la commutation d’autres formes d’énergie et une efficience accrue, surtout dans le scénario Triple-E.

Les Canadiens disposeront d’approvisionnements suffisants en énergie pendant la période à l’étude.

  • D’ici 2030, les Canadiens continueront d’accorder la faveur aux combustibles fossiles comme source d’approvisionnement en énergie, mais les nouvelles technologies qui émergent et les ressources énergétiques renouvelables, par exemple l’éolien et les projets de petites centrales hydroélectriques, occuperont une place toujours plus grande.
  • Dans les trois scénarios prospectifs, la production tirée des sables bitumineux augmentera, contribuant à une hausse des exportations et à la croissance économique canadienne. D’importants volumes de brut tiré des sables bitumineux seront acheminés jusqu’aux marchés, ce qui nécessitera des infrastructures en conséquence.
  • Dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC), la production de gaz naturel diminuera. En fait, dans deux des trois scénarios prospectifs, c’est la production totale de gaz naturel qui diminue. Cependant, la possibilité de mise en valeur des réserves gazières nordiques et extracôtières existe.
  • Selon les scénarios Maintien des tendances et Triple-E, les importations de gaz naturel liquéfié (GNL) augmenteront. Dans le scénario Triple-E, elles permettront de répondre à la moitié des besoins en gaz au Canada en 2030.

Le contrôle des émissions de gaz à effet de serre (GES) ne sera pas chose facile.

  • Selon les scénarios prospectifs, les émissions de GES augmentent ou reculent légèrement. Pour le Maintien des tendances et les Îles fortifiées, les émissions augmentent en raison de la croissance continue de l’économie et de la demande d’énergie. Pour le Triple-E, les émissions régressent un peu compte tenu des programmes de gestion de la consommation. Afin de réduire davantage les émissions de GES, il faudra mettre en place d’ambitieux programmes énergétiques et inciter les Canadiens à modifier certains de leurs choix de mode de vie.
  • Pour atteindre l’objectif fixé par le gouvernement fédéral de réduire les émissions de GES de 20 % d’ici 2020, il faudrait tenir compte de toute la gamme des stratégies de réduction des GES, dont les puits de carbone mis en place en agriculture et en foresterie et les mécanismes internationaux d’échange de droits d’émissions. Parce qu’il vise plus particulièrement les marchés de l’énergie du Canada, le présent rapport ne tient pas compte de ces grandes stratégies.

L’intensité des émissions de GES diminue.

  • Dans l’ensemble, l’intensité des émissions de GES au Canada va diminuant. Cela signifie des émissions de GES moindres pour la production d’une même quantité de biens et de services (figure R.2). Le rythme du déclin à l’avenir varie selon les politiques et les programmes adoptés.

Figure R.2

Intensité des émissions canadiennes de GES

Intensité des émissions canadiennes de GES

La mise en place des principales composantes de base aidera à relever les défis et à tirer avantage des possibilités que le secteur de l’énergie offrira.

  • La technologie est porteuse de solutions pour un bon nombre des enjeux actuels. L’option technologique à privilégier dépendra du scénario qui se révélera le plus juste. Il faut à la fois utiliser les mécanismes du marché et profiter des mesures incitatives offertes pour se prévaloir des occasions technologiques.
  • Les marchés continueront de bien fonctionner, c’est-à-dire que l’offre et la demande d’énergie seront en équilibre. Il faudra toutefois élaborer une politique « intelligente » si l’on veut concilier de manière optimale les objectifs de croissance économique, de pérennité de l’environnement et de développement responsable du secteur énergétique. Il sera important que cette démarche soit proactive en raison des écarts interrégionaux très prononcés pour ce qui est de l’énergie et des émissions, ainsi que de l’évolution des réseaux d’approvisionnement en énergie et du contexte mondial.
  • Des investissements majeurs seront nécessaires dans un proche avenir pour mettre en valeur de nouvelles sources d’énergie, répondre à la demande croissante et remplacer les infrastructures vieillissantes. Nous disposons d’énergie en grande abondance, y compris les ressources des régions nordiques et extracôtières, et l’éolien, qui nécessite des infrastructures de transport pour la livrer sur les marchés. De plus nombreuses infrastructures interprovinciales seront également nécessaires pour les besoins de production d’électricité. Les investissements qu’il faudra consentir devront être acceptés et encouragés par le grand public.
  • L’analyse appropriée et adéquate des enjeux énergétiques continuera d’orienter la prise de décisions. Une telle analyse doit reposer sur des données de qualité supérieure.

Conclusion

Au Canada, le débat sur l’avenir des ressources énergétiques au pays et sur l’environnement s’intensifie. Au moment de planifier l’avenir, les Canadiens auront à prendre de nombreuses décisions quant au style de vie qu’ils souhaitent et par rapport à l’effet d’entraînement que ces choix auront à l’égard de questions plus vastes ayant une incidence sur l’environnement ainsi que sur l’économie du Canada.

Le Canada a besoin d’une vision et d’une stratégie énergétiques à long terme afin de concilier les multiples objectifs visés. Le plan ainsi produit doit être bien intégré à l’échelle régionale, tenir compte des enjeux environnementaux et de croissance économique, et être élaboré avec la participation des Canadiens. Ce n’est qu’alors que nous serons en mesure de surmonter les obstacles qui se poseront et de tirer parti des possibilités qui se présenteront.

L’ONÉ prévoit contribuer au débat en continuant d’agir en partenaire actif, efficace et averti dans le cadre de la participation de la population canadienne aux échanges sur l’avenir énergétique du pays.

Aperçu analytique

Cette section propose un aperçu des résultats quantitatifs dont il est question dans le rapport. Une exploration plus en profondeur de ces résultats fait l’objet des chapitres qui suivent. En outre, des tableaux de données provinciales détaillés se trouvent dans les annexes.

Les questions énergétiques ont une profonde influence sur la vie des Canadiens, et elles ont pris une importance encore plus grande ces dernières années. La hausse rapide des prix a inspiré des craintes à savoir si l’énergie continuera ou non d’être disponible en quantités suffisantes et à des prix raisonnables. De telles inquiétudes à l’égard de la sécurité des approvisionnements sont d’autant plus présentes compte tenu des conflits et des tensions géopolitiques, du fait que les ressources classiques semblent arriver à leur apogée dans certaines régions du globe, et d’une rapide augmentation de la demande énergétique mondiale en raison du rythme de croissance des pays en développement. En outre, alors qu’il est de plus en plus évident que la production et la consommation d’énergie ont des répercussions sur l’environnement, les Canadiens accordent davantage d’attention au caractère durable de la filière énergétique.

En réaction à ces questions, l’Office national de l’énergie (ONÉ ou l’Office) présente de nouvelles perspectives dans le cadre de sa série sur la demande et l’offre d’énergie à long terme. Le rapport L’avenir énergétique du Canada décrit les résultats d’analyse obtenus dans le contexte de quatre scénarios différents portant sur l’offre et la demande d’énergie pour la période de 2005 à 2030. Il traite exclusivement des futurs énergétiques possibles, sans tenter de prédire les répercussions des décisions réglementaires rendues par l’Office national de l’énergie. L’Office soumet ces scénarios afin que les Canadiens puissent discuter de l’avenir énergétique du pays.

Aperçu du scénario de référence et des scénarios prospectifs

Scénario de référence (2005-2015)

Le scénario de référence porte sur le moyen terme, soit sur la période de 2005 à 2015. L’ONÉ est d’avis que c’est sous cette forme que l’offre et la demande d’énergie ont le plus de chances de se concrétiser au cours des dix années à venir, compte tenu des tendances actuelles du marché énergétique, des perspectives macroéconomiques connues, des prix attendus et de la série de programmes gouvernementaux existants. Dans l’ensemble, la production d’énergie, sa consommation et les émissions de gaz à effet de serre (GES) continueront de croître.

Scénarios prospectifs à long terme (2005-2030)

Dans les trois autres cas, il s’agit de perspectives à long terme qui cherchent à cerner un plus large éventail de conséquences sur la filière énergétique. L’analyse de ces trois scénarios prospectifs porte sur la période de 2005 à 2030. Les longs délais d’exécution des projets et un lent renouvellement des stocks font en sorte que les décisions clés doivent être prises tôt afin de pouvoir constater des différences dans les résultats d’ici 2030. Par conséquent, les analyses proposées débutent en 2005 et chevauchent ainsi la période choisie pour le scénario de référence. Les trois scénarios prospectifs sont :

  • Maintien des tendances, un scénario caractérisé, pendant toute la période à l’étude, par le maintien des tendances de fond qui sont apparentes au début. Ici, les changements ne sont pas la norme. C’est dans de telles conditions que le Canada connaît la croissance économique la plus rapide, associée à des prix modérés pour le pétrole et le gaz. Il résulte donc de cette situation que la demande d’énergie, sa production et les émissions de GES demeurent élevées.
  • Triple-E, un scénario où les marchés énergétiques partout dans le monde fonctionnent bien, des ententes internationales de coopération existent et les politiques environnementales sont efficaces. Il y a recherche d’équilibre entre les objectifs visés par les trois E : économie, environnement et énergie. Ce scénario est un entre-deux dans le contexte de la croissance de l’économie canadienne, les prix des produits de base pétroliers et gaziers y sont les plus faibles, et les programmes et politiques de gestion de la consommation sont nombreux. Conséquemment, la demande d’énergie croît beaucoup moins rapidement. C’est aussi le scénario dans lequel la production d’énergie est la plus faible et où il y a déclin des émissions de GES.
  • Îles fortifiées, un scénario qui met l’accent sur les questions de continuité de l’approvisionnement à l’échelle nationale. Il est caractérisé par une agitation géopolitique, une absence de confiance et de coopération sur la scène internationale, et des politiques gouvernementales protectionnistes. La croissance économique canadienne y est la plus faible alors que les prix du pétrole et du gaz sont les plus élevés. Cette combinaison de facteurs est à l’origine d’une croissance moins rapide que pour le Maintien des tendances au chapitre de la demande d’énergie et des émissions de GES. Par ailleurs, elle occasionne la plus forte production de pétrole et de gaz au pays.

Chaque fois, l’examen en profondeur effectué est celui d’un futur plausible. Il est toutefois peu probable que l’un ou l’autre des scénarios précités se concrétise dans son intégralité. À n’en pas douter, ou presque, l’avenir des Canadiens sera constitué d’éléments de chacun de ces scénarios.

Aperçu des hypothèses clés et des résultats quantitatifs

Hypothèses

Macroéconomie

Les projections macroéconomiques constituent un facteur clé du rapport sur L’avenir énergétique du Canada. Les variables macroéconomiques, notamment la croissance de l’économie, la production brute et le revenu disponible des particuliers, servent à produire des perspectives sur l’offre et la demande. La structure de l’économie canadienne (c.-à-d. la production de biens par rapport au secteur des services) et la distribution du produit intérieur brut (PIB) selon les régions auront une influence sur les tendances de la demande.

Dans le scénario de référence, la croissance du PIB réel est de 2,9 % pour la période de 2004 à 2015[1] tandis qu’elle oscille entre 1,8 % et 2,5 % dans les trois scénarios prospectifs pour la période de 2004 à 2030 (figure AA.1). La croissance économique à long terme varie selon les hypothèses avancées en ce qui concerne la main-d’oeuvre et la productivité. Toutes autres choses étant égales par ailleurs, plus grandes sont les améliorations dans les domaines précités, plus prononcée est la croissance économique. Les prévisions macroéconomiques sont aussi fortement influencées par l’orientation générale de chacun des scénarios.

[1] Le taux de croissance est le taux annuel moyen, l’année de base étant 2004.

Figure AA.1

Taux de croissance annuelle moyen du PIB réel, de la main-d’oeuvre et de la productivité - Scénario de référence 2004-2015 et scénarios prospectifs 2004-2030

Taux de croissance annuelle moyen du PIB réel, de la main-d’oeuvre et de la productivité - Scénario de référence 2004-2015 et scénarios prospectifs 2004-2030

Une vision commune aux trois scénarios prospectifs est une décélération notable de la croissance de la main-d’oeuvre, qui s’intensifie au fil du temps. Cette situation est le résultat de facteurs démographiques, notamment le vieillissement de la population et la dénatalité. Il en résulte des projections moyennes de croissance économique plus faibles dans les trois scénarios que dans un passé récent. La croissance de la main-d’oeuvre selon les différents scénarios varie entre 0,6 % et 1,1 % (figure AA.1). La modification des niveaux d’apport de l’immigration est à l’origine de variations démographiques mais ne renverse toutefois pas les tendances générales. La productivité hypothétique varie entre 1,2 % et 1,6 %. Cette fourchette correspond à celle des dernières années ou s’en rapproche grandement.

Après avoir pris en compte tous les facteurs, le scénario de référence prévoit que la forte croissance économique se poursuivra. Il en va de même avec le Maintien des tendances, qui est celui des trois scénarios prospectifs à l’origine de la plus forte croissance économique. La croissance la plus faible est celle prévue pour les Îles fortifiées, tandis qu’elle se situe entre les deux en Triple-E. En 2030, comparativement à la situation économique prévue au titre du Maintien des tendances, le Triple-E affiche un recul de 7 % et les Îles fortifiées de 10 %.

La croissance économique est liée à la consommation d’énergie. Cela se vérifie tout particulièrement dans les industries énergivores du secteur de la production de biens. En Maintien des tendances et en Triple-E, le secteur de la production de biens conserve sa part actuelle du PIB. Pour ce qui est des Îles fortifiées, un ralentissement de la demande d’exportation de biens manufacturés ainsi que des taux de change un peu plus élevés compriment la part occupée par la production des biens tandis que celle du secteur des services augmente quelque peu.

La croissance du revenu disponible des particuliers a elle aussi une incidence sur les tendances de la demande d’énergie, surtout dans le secteur résidentiel et celui du transport individuel. Le scénario de référence et les scénarios prospectifs font état d’un éventail de taux de croissance du revenu disponible des particuliers tenant compte de leur situation économique respective (figure AA.2).

Figure AA.2

Taux de croissance annuelle moyen du secteur des biens, du secteur des services et du revenu disponible des particuliers - Scénario de référence 2004-2015 et scénarios prospectifs 2004-2030

Taux de croissance annuelle moyen du secteur des biens, du secteur des services et du revenu disponible des particuliers - Scénario de référence 2004-2015 et scénarios prospectifs 2004-2030

Certains scénarios sont à l’origine de variations de la part relative du PIB selon la région (figure AA.3). En Maintien des tendances, la part du PIB selon la région varie peu par rapport à ce qu’elle est actuellement. En Triple-E, l’évolution de la croissance économique favorisant le Canada central est le résultat d’une progression relativement forte du secteur manufacturier en raison d’une solide demande d’exportation. Les Îles fortifiées subissent l’effet contraire alors qu’une faible demande d’exportation de biens manufacturés, associée à des prix élevés pour le pétrole et le gaz, handicape les régions manufacturières mais constitue une manne pour les régions pétrolières et gazières.

Figure AA.3

Composition régionale du PIB, 2004 et 2030


Composition régionale du PIB, 2004 et 2030

Prix de l’énergie

L’amplitude de la fourchette des prix de l’énergie étudiés dans le rapport sur L’avenir énergétique du Canada rend compte des incertitudes à cet égard (figures AA.4 et AA.5). Le prix du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI) oscille entre 35,00 $US et 85,00 $US le baril[2]. Le prix du gaz naturel au carrefour Henry se situe entre 5,25 $US et 11,40 $US le gigajoule (entre 5,50 $US et 12,00 $US par MBTU). Habituellement, à long terme, ces prix suivent l’évolution de ceux du pétrole brut, mais demeurent normalement un peu en retrait en termes d’équivalent énergétique, ce qui donne un rapport d’autour 0,84 entre le prix du gaz naturel et celui du pétrole. À court terme, ce rapport peut varier grandement. Afin de mieux tenir compte de la teneur en carbone plus faible du gaz naturel, ce rapport passe à 0,94 dans le scénario Triple-E.

[2] À moins d’indication contraire, les prix sont exprimés en dollars américains de 2005.

Figure AA.4

Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma

Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma

Figure AA.5

Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane

Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane

Résultats quantitatifs

Demande d’énergie

Demande d’énergie secondaire

La demande totale d’énergie secondaire (pour utilisation finale) au Canada a augmenté en moyenne de 1,8 % par année entre 1990 et 2004. C’est le pourcentage dont tient compte le scénario de référence pour les années 2004 à 2015 (figure AA.6). Malgré des prix plus élevés pour le pétrole et le gaz pendant la période à l’étude, les attentes sont à l’effet que la demande d’énergie demeurera robuste alors que le revenu et le PIB continueront d’exercer une pression vers le haut sur la demande de biens et de services en rapport avec l’énergie.

Figure AA.6

Demande canadienne totale d’énergie secondaire

Demande canadienne totale d’énergie secondaire

Dans le cas des trois scénarios prospectifs, la demande d’énergie croît entre 0,3 % et 1,4 % par année. Puisque le Maintien des tendances est une prolongation jusqu’en 2030 du scénario de référence, les mêmes hypothèses s’appliquent, c’est-à-dire que les tendances constatées au cours des quelques années passées continuent d’être présentes. Cependant, la croissance économique canadienne ralentit quelque peu à l’approche de 2030, au même titre que le revenu disponible des particuliers et que la population, tel qu’il est décrit à la section précédente. Par conséquent, selon le Maintien des tendances, le taux de croissance de la demande d’énergie recule un peu pour s’établir à 1,4 % par année.

En Triple-E, l’économie et le revenu disponible des particuliers connaissent une croissance modérée. Même si c’est dans ces conditions que les prix des produits de base sont les plus faibles, le prix hypothétique du dioxyde de carbone (CO2) relève ceux des combustibles livrés jusqu’à des niveaux comparables aux prix prévus en Maintien des tendances. Dans ce scénario, il existe deux barèmes de prix, alors que les producteurs doivent composer avec des prix plus faibles pour les produits de base (figures AA.4 et AA.5), mais après livraison aux consommateurs, ces prix sont plus élevés[3]. C’est ici que l’importance accordée à l’efficacité énergétique et à l’environnement est la plus grande, les politiques et programmes gouvernementaux posés en hypothèses étant nombreux, de sorte que la croissance est plus lente en Triple-E, son taux annuel moyen étant de 0,3 % entre 2004 et 2030.

[3] Le prix final ou prix des combustibles livrés varie selon le type de combustible. Des détails sur le prix final se trouvent dans les annexes.

La demande totale d’énergie croît de 0,7 % par année pour les Îles fortifiées. Ce scénario est caractérisé par une croissance économique plus faible et des prix des produits de base plus élevés, deux éléments qui vont dans le sens d’une décélération de la demande totale d’énergie comparativement au Maintien des tendances et aux taux historiques en raison de l’effet modérateur du revenu et des prix.

Offre d’énergie

Pétrole brut

Les profils de production de pétrole brut élaborés pour le scénario de référence et les trois scénarios prospectifs sont à l’origine de résultats divers (figure AA.7). Tous les scénarios sont caractérisés par un déclin de la production de pétrole classique dans le BSOC, par une croissance modérée suivie d’un déclin rapide pour les gisements extracôtiers de la côte Est, et par un rôle toujours plus dominant de la production tirée des sables bitumineux.

Figure AA.7

Perspectives de production de pétrole brut canadien

Perspectives de production de pétrole brut canadien

Léger ou lourd, le pétrole brut classique dans le BSOC a amorcé un déclin à long terme. Les effets de ce déclin sont quelque peu amoindris pour les Îles fortifiées compte tenu des prix plus élevés du pétrole, et en Triple-E étant donné le soutien accordé par le gouvernement à la récupération assistée des hydrocarbures (RAH)[4] au moyen de CO2. Les prix plus faibles en Triple-E ne favorisent nullement la mise en valeur de gisements marginaux. Sont particulièrement touchés, dans ces conditions, les gisements extracôtiers de la côte Est et les sables bitumineux. Par conséquent, la production décroît au cours de la seconde moitié de la période d’analyse. À l’inverse, pour les Îles fortifiées, les prix du pétrole incitent à la mise en valeur, ce qui ajoute beaucoup à la production.

[4] L’expression moins fréquente de récupération améliorée du pétrole est aussi utilisée

Tous les scénarios tiennent compte d’une hausse de la part de la production tirée des sables bitumineux. Les prix médians du pétrole pour le scénario de référence et en Maintien des tendances sont suffisants pour favoriser une mise en valeur relativement intense des sables bitumineux. Les pressions sur les coûts actuellement exercées et qui touchent les promoteurs de tels projets devraient s’amoindrir au fil du temps. La croissance de la production tirée des sables bitumineux se fonde sur l’hypothèse qu’il y aura, en temps opportun, développement de nouveaux marchés et ajout à la capacité pipelinière, ainsi qu’obtention des approvisionnements voulus de condensats ou d’autres diluants à mélanger avec le pétrole lourd. Une autre hypothèse posée à cet égard est que l’industrie peut s’acquitter de façon rentable de certaines obligations environnementales. Dans la mesure où ces hypothèses ne se confirment pas, les niveaux projetés de production tirée des sables bitumineux pourraient ne pas se réaliser.

En raison du déclin des volumes de brut classique léger et de l’accroissement de la production tirée des sables bitumineux, la composition des charges d’alimentation des raffineries évolue et ces dernières devront être modifiées pour être en mesure d’accueillir ces nouveaux types de pétrole brut. Les investissements dans les raffineries nécessitent énormément de capitaux et exigent la confiance des marchés. Les scénarios ne font pas qu’imprimer une certaine orientation aux volumes de production. Ils influent aussi sur les décisions prises en aval à l’égard des choix qui s’offrent en matière de transformation et de modernisation. Même s’il est supposé qu’il existera toujours un marché pour l’ensemble de la production pétrolière, la part revenant aux différents produits au pays, c’est-à-dire la composition de l’offre, varie selon le scénario.

Les exportations totales de pétrole brut augmentent ou demeurent aux niveaux actuels (figures AA.8 et AA.9). Le maintien des tendances suppose de faibles augmentations pour ce qui est de la demande intérieure de pétrole brut léger, et un certain déplacement du pétrole brut léger classique quant aux charges d’alimentation à la faveur du pétrole brut synthétique. En Triple-E, il y a un faible recul des exportations vers la fin de la période à l’étude, comparativement aux perspectives présentées pour le début de cette période, en raison d’un ralentissement prévu au chapitre de l’offre. Les Îles fortifiées proposent le plus fort volume d’exportations et la possibilité d’un accès au pétrole brut de l’Ouest canadien par les raffineries du Québec. Dans l’ensemble, les exportations de pétrole brut léger et lourd reculent en Triple-E. Parmi les trois scénarios prospectifs, c’est celui des Îles fortifiées qui montre la croissance la plus forte pour les exportations de pétrole brut léger et lourd. En Maintien des tendances, les exportations de pétrole brut léger varient peu pendant la période à l’étude tandis que celles de pétrole lourd connaissent une augmentation modérée. Quel que soit le scénario, les exportations de pétrole brut léger sont supérieures à celles de pétrole lourd.

Figure AA.8

Exportations de pétrole brut léger canadien

Exportations de pétrole brut léger canadien

Figure AA.9

Exportations de pétrole brut lourd canadien

Exportations de pétrole brut lourd canadien

Gaz naturel

Les prix médians pour le scénario de référence et en Maintien des tendances sont à l’origine de déclins graduels de la production de gaz naturel canadien alors que, pour les Îles fortifiées, les prix élevés la font augmenter de façon significative (figure AA.10). En Triple-E, l’afflux de GNL importé, qui finit, en 2030, par répondre à un peu plus de la moitié des besoins en gaz naturel au Canada, maintient les prix à un bas niveau. Les importations de gaz naturel liquéfié (GNL) sont plus modestes en Maintien des tendances et inexistantes pendant la plus grande partie de la période à l’étude pour les Îles fortifiées.

La demande de gaz naturel au Canada varie beaucoup elle aussi. Regroupées, les tendances de l’offre et de la demande sont à l’origine d’une large fourchette pour les exportations de gaz naturel (figure AA.11). La croissance de la demande des dernières années se poursuit en Maintien des tendances en raison d’une forte utilisation de gaz pour la production d’électricité et de pétrole tiré des sables bitumineux. Alliées au déclin graduel de la production, ces perspectives d’accroissement de la demande ramènent les exportations nettes au niveau zéro en 2028, alors qu’il entre davantage de GNL au Canada que le pays n’exporte de gaz naturel classique. Au cours des dernières années de la période à l’étude, le Canada devient un importateur net de gaz et a beaucoup recours aux importations de GNL[5].

[5] Par exportations nettes de gaz, on entend l’écart positif qui existe entre la production de gaz au Canada et la consommation de gaz naturel par les Canadiens. Les quantités réelles de gaz qui sortent du pays seront supérieures aux exportations nettes étant donné que du gaz est également importé pour consommation au pays ou réexportation hors de ses frontières.

Figure AA.10

Perspectives de production de gaz naturel canadien

Perspectives de production de gaz naturel canadien

Figure AA.11

Exportations nettes de gaz naturel canadien

Exportations nettes de gaz naturel canadien

La croissance de la demande totale de gaz au Canada n’est pas aussi élevée en Triple-E, ni pour les Îles fortifiées. En Triple-E, cette situation est attribuable à une plus grande efficacité et à une demande gazière moindre en rapport avec les projets des sables bitumineux. Pour les Îles fortifiées, elle est le résultat de la hausse des prix de l’énergie et du ralentissement de la croissance économique. Dans ce dernier scénario, le potentiel des exportations nettes s’érode légèrement jusqu’en 2015, année où le gaz qui commence à être produit dans les régions pionnières permet aux exportations annuelles nettes de gaz naturel d’établir de nouveaux records.

Liquides de gaz naturel

Les projections en matière d’approvisionnements de liquides de gaz naturel (LGN) provenant des usines à gaz sont fondées sur les projections de production de gaz naturel. Les chiffres ainsi obtenus peuvent être encore accrus du fait de l’extraction de liquides à partir du gaz du delta du Mackenzie, des dégagements gazeux des sables bitumineux, et d’une progression accélérée des coupes lourdes aux usines de chevauchement en Alberta. Le gaz de l’Alaska pourrait commencer à être importé au Canada ou à y transiter un peu avant 2030. Selon la configuration et les dispositions contractuelles adoptées, les liquides que ce gaz renferme pourraient être extraits au Canada afin d’arrondir l’offre intérieure. Une autre possibilité serait que le gaz de l’Alaska soit expédié sous forme de GNL sans passer par le Canada. Puisque les inconnues demeurent encore fort nombreuses quant au potentiel d’un éventuel projet gazier alaskien et, à son échéancier, son envergure et sa configuration, les volumes de ce gaz n’ont pas été inclus dans les projections.

Au vu des prévisions, l’approvisionnement à long terme en éthane est moins fiable. Selon les scénarios Maintien des tendances et Triple-E, la demande d’éthane surpassera l’offre d’ici la fin de la période à l’étude. Il s’agit là d’un résultat direct des diminutions de la production gazière attribuables au recul des prix, et d’une demande toujours en hausse de la part du secteur pétrochimique en Alberta. Pour les Îles fortifiées, l’offre d’éthane surpasse la demande, à plus longue échéance, en raison d’ajouts substantiels à partir des dégagements gazeux des sables bitumineux, d’agrandissements des usines de chevauchement, et aussi du gaz du delta du Mackenzie.

Quel que soit le scénario et tout au long de la période à l’étude, il existe un surplus de propane et de butane pour exportation. Toutefois, en Triple-E, l’équilibre entre l’offre et la demande de propane et de butane tend à se rompre vers la fin de la période alors que les prix plus faibles des produits de base font diminuer la production de gaz naturel.

Électricité

Des modifications importantes sont attendues en matière d’offre d’électricité, nombre de changements découlant de décisions récentes au sujet de la production et du transport de l’électricité (figure AA.12). Même si, quel que soit le scénario, la plus grande partie de l’électricité continue d’être obtenue selon des moyens de production classiques, l’incidence des technologies émergentes commence à se faire sentir sur la composition de la production canadienne. En Ontario, les centrales au charbon existantes sont mises hors service d’ici 2015. Elles sont remplacées par des centrales au gaz ou nucléaires, ou encore par l’éolien ou d’autres technologies émergentes. La production nucléaire reprend de la vigueur dans les trois scénarios prospectifs alors que cinq centrales de ce type sont construites, afin de remplacer les plus anciennes et les centrales au charbon mises au rencart. Des technologies émergentes existent également pour ce qui est de la production d’électricité au moyen de charbon avec la gazéification intégrée à cycle combiné (GICC) qui deviendra disponible après 2015. Tous les scénarios supposent une utilisation accrue de bitume à des fins de cogénération dans la région des sables bitumineux en Alberta. Puisque le degré de cogénération dépend du niveau de production des sables bitumineux, il est le plus élevé en Îles fortifiées et le moins élevé en Triple-E.

Figure AA.12

Production d’électricité selon le combustible et le scénario

Production d’électricité selon le combustible et le scénario

Les prix élevés du gaz naturel et les inquiétudes au sujet de la continuité des approvisionnements favorisent la production à partir du charbon dans le scénario des Îles fortifiées, tandis que les prix moindres du gaz naturel et les préoccupations environnementales sont des arguments en faveur de la production au gaz naturel en Triple-E. Dans ce dernier cas, la mise en valeur d’autres sources d’énergie est privilégiée : l’éolien et la biomasse sont plus prévalents que dans les autres scénarios, de même que les projets pilotes pour l’énergie houlomotrice et marémotrice. En outre, des centrales de GICC, avec capture de CO2 et stockage (CCS), sont prévues en Alberta et en Saskatchewan après 2019 au titre de ce scénario.

Les échanges interprovinciaux d’électricité et les exportations vers les États-Unis prennent de l’ampleur dans presque tous les scénarios. Compte tenu d’une demande qui commence à régresser après avoir atteint un sommet, les exportations et les échanges interprovinciaux montent en flèche selon les scénarios des Îles fortifiées et Triple-E, même si les causes sont différentes. Pour les Îles fortifiées, l’énergie éolienne et l’énergie hydroélectrique sont considérées comme étant sans danger et permettant de se prémunir contre les prix élevés des combustibles fossiles. En Triple-E, l’avantage de l’éolien et de l’énergie hydroélectrique découle du fait qu’il s’agit d’une production neutre au chapitre des GES. En Maintien des tendances, c’est la production hydroélectrique qui permet de répondre en majeure partie à la hausse de la demande. Dans ce scénario, un resserrement général de l’offre au pays comprime les possibilités d’exportation.

L’expansion du réseau de transport est requis quel que soit le scénario : à l’intérieur des provinces compte tenu de la nouvelle production, afin de permettre une interconnexion interprovinciale accrue, et entre le Canada et les États-Unis de manière à pouvoir accroître les exportations. Dans tous les scénarios, de nouvelles structures doivent être érigées du fait que les centrales existantes arrivent à la fin de leur vie utile de 40 ans. Il pourrait y avoir d’importants aménagements hydroélectriques à Terre-Neuve-et-Labrador, au Québec, au Manitoba et en Colombie-Britannique, et ces travaux nécessiteraient des ajouts substantiels et sans précédent aux réseaux de transport.

Charbon

Dans l’ensemble, la demande de charbon au Canada diminue et les exportations nettes augmentent, ce qui est à l’origine d’un recul de la production canadienne dans les trois scénarios prospectifs (figure AA.13). C’est en Maintien des tendances que la production et la demande totales sont les plus élevées. En Triple-E, la demande d’énergie thermique est la plus faible et il y a recours à la GICC avec capture de CO2 et stockage. Une faible croissance économique et des prix élevés mènent à une demande d’énergie thermique moindre pour les Îles fortifiées. La fermeture de centrales ontariennes alimentées au charbon est le facteur qui a la plus grande incidence sur les importations à court et à long terme de charbon thermique, alors qu’il est prévu que les exportations de charbon métallurgique prendront de l’ampleur compte tenu d’une plus grande place occupée dans les secteurs du fer et de l’acier sur la scène internationale. Le succès de la GICC, de la CCS et des autres technologies houillères nouvelles qui se préoccupent de questions environnementales sera fonction des coûts ainsi que du degré d’acceptabilité par rapport aux autres possibilités en matière de production. Les exportations nettes prennent de l’ampleur quel que soit le scénario.

Figure AA.13

Production et écoulement du charbon canadien

Production et écoulement du charbon canadien

(Au total, la demande thermique, métallurgique et pour utilisation finale au Canada, plus les exportations, équivaut à la production canadienne.)

Émissions de gaz à effet de serre[6]

Dans une large mesure, les émissions de GES suivent les tendances de la demande d’énergie; c’est pourquoi elles augmentent avec l’accroissement de la demande. Leur croissance va de -0,1 % à 1,5 % par année (figure AA.14) À court et à moyen terme, la demande d’énergie suit la logique rigoureuse des industries en place, des mécanismes existants, des services offerts et des habitudes ancrées. Selon le scénario de référence, il est prévu que les émissions de GES s’accroîtront de 1,5 % par année. En Maintien des tendances, cette croissance est de 1,2 % par année en raison d’une progression économique légèrement moins marquée. Pour les Îles fortifiées, une croissance de 0,6 % par année des émissions de GES est prévue. La hausse moins importante dans ce scénario, comparativement aux données historiques, est le résultat direct de la montée des prix de l’énergie et du ralentissement de la croissance économique ainsi que des revenus au Canada, exclusion faite du secteur pétrolier et gazier. En Triple-E, un recul de 0,1 % par année des émissions de GES est prévu entre 2004 et 2030. Cette diminution est le résultat de politiques visant l’atteinte d’un équilibre entre la consommation d’énergie, les effets environnementaux et la croissance économique.

[6] Les données historiques sur les émissions de GES correspondent à l’inventaire des émissions de GES au Canada, qui englobe tant les émissions d’énergie que les émissions des secteurs autres qu’énergétique. Au cours de la période visée par le rapport, les émissions des secteurs autres qu’énergétique augmentent selon le taux de croissance de l’économie et sont incluses dans la catégorie autres.

Figure AA.14

Émissions canadiennes totales de GES

Émissions canadiennes totales de GES

Figure AA.15

Intensité des émissions canadiennes de GES

Intensité des émissions canadiennes de GES

Il importe de souligner que l’intensité des émissions de GES tout au long du scénario de référence et des trois scénarios prospectifs affiche un recul, ce qui signifie des émissions moindres pour la production d’une même quantité de biens et de services (figure AA.15).

Le gouvernement fédéral a récemment fait part de son intention de réduire de 20 %, d’ici 2020, les émissions de GES au Canada en fonction de leur niveau de 2006. Les incertitudes sont considérables quant aux moyens devant permettre d’atteindre cet objectif. Quel que soit le scénario étudié, le Canada n’atteint que partiellement l’objectif de « 20 % d’ici 2020 » fixé par le gouvernement. Les voies pouvant mener à une réduction des émissions de GES sont nombreuses. Celles choisies pourraient avoir de profondes incidences sur les orientations technologiques privilégiées, sur la configuration de nos villes et de nos filières énergétiques, ainsi que sur le comportement des consommateurs. Cette analyse n’a pas repéré de mécanismes spécifiques devant permettre d’atteindre l’objectif visé.

Le présent rapport constitue une analyse des avenirs énergétiques possibles pour le Canada. Donc, le rapport se concentre exclusivement sur les réductions des émissions de GES dans le contexte des activités énergétiques au Canada (p. ex., mesures visant à accroître l’efficacité énergétique, amélioration des systèmes de gestion de l’énergie ou investissements dans la CCS). L’analyse ne porte pas directement sur les stratégies de réduction des émissions de GES. En effet, l’analyse ne tient pas compte de deux des sources possibles de réduction des émissions : a) les réductions découlant de mesures prises hors du secteur énergétique, comme la séquestration du carbone en agriculture et en foresterie, et b) celles attribuables à l’adoption de mécanismes internationaux, comme celui pour un développement du carbone en agriculture et en foressterie propre du Protocole de Kyoto, ou à des régimes internationaux d’échanges de crédits d’émission de CO2. La prise en compte de ces deux sources, ainsi que d’autres sources de réduction des émissions, dans le cadre d’une gamme complète de stratégies de réduction des GES pourrait jouer un rôle de premier plan en vue de l’atteinte de l’objectif canadien de réduction de « 20 % d’ici 2020 ».

Il faut souligner qu’il subsiste des incertitudes de taille quant à la technologie et à la façon dont les consommateurs réagiront à des programmes et des politiques de gestion de la consommation ou portant sur les émissions de GES. Au moment où le présent rapport a été rédigé, il a été tenu compte de l’information la plus à jour à des fins d’analyse. Cependant, la situation technologique et en matière de politique climatique évolue rapidement. Si la technologie devait progresser à un rythme plus rapide que ce qui est supposé dans le présent rapport ou encore si les consommateurs et l’industrie devaient faire preuve d’une pvlus grande volonté de changement quant à leur style de vie et à leurs modes de production, la réduction des émissions de GES montrerait un profil plus dynamique que celui illustré dans l’analyse actuelle.

Les conclusions que nous avons tirées au sujet des GES montrent clairement que si le Canada veut atteindre les objectifs visés pour 2020, d’importants changements de fond devront être apportés à notre style de vie ainsi qu’à notre mode de production de biens et de services. En dernier ressort, la voie empruntée devra faire l’objet de débats sociétaux et politiques en profondeur au cours des prochaines années de manière à assurer un ordre prioritaire équilibré entre diverses questions économiques, environnementales et énergétiques.

Conclusions

Le rapport sur L’avenir énergétique du Canada met en lumière les nombreux enjeux, au même titre que le grand nombre de possibilités, qui existent à l’heure actuelle et qui se manifesteront plus tard, dans le secteur de l’énergie et pour les Canadiens individuellement. Les scénarios envisagés explorent un large éventail de résultats possibles sur le marché de l’énergie. Un aperçu général des hypothèses clés et des résultats quantitatifs en découlant est présenté au tableau AA.1.

Les principaux résultats de l’analyse peuvent être résumés selon cinq thèmes majeurs.

Tableau AA.1

Résumé des hypothèses clés et des résultats quantitatifs

Summary of Key Assumptions and Quantitative Results
  PIB réel Prix de l’énergie Demande d’énergie Production pétrolière et gazière Émissions de GES
Scénario de référence
(2004-2015)
2,9 % Pétrole : 50 $/b
Gaz : 7 $/MBTU
1,8 % Pétrole : 4,4 %
Gaz : -0,9 %
1,5 %
Maintien des tendances 2,5 % Pétrole : 50 $/b
Gaz : 7 $/ MBTU
1,4 % Pétrole : 2,3 %
Gaz : -1,8 %
1,2 %
Triple-E 2,2 % Pétrole : 35 $/b
Gaz : 5,50 $/ MBTU
0,3 % Pétrole : 0,7 %
Gaz : -4,8 %
-0,1 %
Îles fortifiées 1,8 % Pétrole : 85 $/b
Gaz : 12 $/ MBTU
0,7 % Pétrole : 3,0 %
Gaz : 0,4 %
0,6 %
(Taux de croissance annuelle moyen de 2004 à 2030 [en % par année], à moins d’indication contraire.)

1. Marchés et ressources énergétiques

Aucun dérapage n’est prévu sur les marchés canadiens de l’énergie alors que les prix de celle-ci visent à assurer une offre suffisante en fonction de la demande. Il semble qu’à long terme, les prix seront plus élevés que par le passé. En général, il appert que les économies nord-américaine et mondiale s’ajustent aux prix plus élevés qui ont eu cours récemment.

La disponibilité future de ressources énergétiques ne devrait pas causer problème. Le type et la composition des ressources énergétiques dépendront des niveaux des prix de l’énergie. Dans l’ensemble, l’offre énergétique canadienne et la composition des combustibles au pays réagissent assez étroitement aux prix, ce qui est à l’origine d’un large éventail de conséquences possibles selon les diverses trajectoires pouvant être adoptées par les prix ainsi que selon le modèle socioéconomique proposé dans les trois scénarios prospectifs.

2. Offre, demande et exportations énergétiques

L’énergie sous forme de combustibles fossiles continue de représenter la majeure partie de l’offre, même si des sources d’approvisionnement autres et non classiques commencent à jouer un rôle plus important. La diversité des combustibles devrait continuer d’exister au Canada. Tous les scénarios illustrent un ensemble de combustibles surtout composé de ressources classiques, mais qui varie en termes d’apports des technologies émergentes et des combustibles de remplacement.

La composition de l’énergie électrique produite sera grandement modifiée avec la croissance prévue de l’éolien, du nucléaire et des technologies d’épuration du charbon.

L’offre d’énergie suit d’assez près les prix, mais ce n’est pas le cas de la demande. La demande continue d’être rigide à court terme en raison de la longue durée de vie du parc actuel d’immeubles, des véhicules et des principes de conception à l’origine des villes canadiennes. Toutefois, à long terme, il existe une possibilité de comprimer la demande en réaction à des politiques et programmes ciblés, notamment ceux visant des améliorations en matière d’efficacité énergétique.

Au Canada, les exportations nettes totales d’énergie devraient augmenter, mais l’augmentation varie selon le produit de base et le scénario. Les exportations de pétrole et d’électricité augmentent quel que soit le scénario, alors que les exportations nettes de gaz naturel n’augmentent que pour les Îles fortifiées. L’accroissement, dans tous les cas, des exportations de pétrole est le résultat direct de la production accrue tirée des sables bitumineux. Ces changements auront des conséquences sur les infrastructures d’approvisionnement.

3. Interactions de l’énergie avec l’économie et l’environnement

La situation économique continue d’être un facteur de premier plan dans le contexte de la filière énergétique, et les différentes projections macroéconomiques des trois scénarios prospectifs mènent à divers résultats sur le plan de l’énergie, surtout lorsqu’il s’agit de la demande. Quel que soit le scénario, la croissance macroéconomique est inférieure à celle observée ces dernières années, surtout en raison de la décélération de la croissance démographique et des conséquences d’une telle situation sur le recours à une main-d’oeuvre appropriée et qualifiée. Ces conséquences devront être contrebalancées par des améliorations à la productivité et/ou par une immigration accrue.

Les Canadiens se préoccupent des changements climatiques. Bon nombre de politiques et de programmes sont en cours d’élaboration, aux paliers fédéral et provincial, visant la réduction des GES. Afin de traiter de la question des changements climatiques de façon pertinente au Canada, il faut prendre des mesures sans tarder et faire appel à toutes les stratégies à notre disposition. Les émissions de GES par unité d’énergie consommée diminuent dans chacun des scénarios, mais le taux de cette diminution est plus ou moins élevé selon les politiques et les programmes pris en compte.

4. Composantes de base de l’avenir énergétique du Canada

À l’intérieur de la filière énergétique, la technologie peut offrir des solutions à de nombreux enjeux, et même si elle est de plus en plus présente, l’orientation, le rythme et la portée des changements qui en découlent varient d’un scénario à l’autre. Pour les Îles fortifiées, c’est du côté de l’offre que la poussée technologique est le plus palpable. En Triple-E, la technologie va nécessairement de pair avec l’efficacité énergétique et la réduction des émissions de GES.

Une politique « intelligente » est requise pour favoriser l’optimisation des objectifs multiples de la croissance économique, de la pérennité de l’environnement et du développement du secteur énergétique de façon responsable. Des cadres de politique s’étendant au-delà des frontières provinciales devront être définis de façon à tenir compte des vastes différences régionales au chapitre de l’énergie et des émissions, de l’évolution des réseaux d’approvisionnement en énergie, et des modifications de l’environnement sur la scène mondiale. Les Canadiens ont un rôle crucial à jouer, pour ce qui est de l’élaboration de la politique à adopter, en précisant la direction à privilégier en termes d’objectifs visés.

Des investissements majeurs seront requis au cours des dix années à venir pour la mise en valeur de nouvelles sources d’énergie et aussi pour répondre à la croissance de la demande d’énergie ainsi que pour remplacer des infrastructures vieillissantes. À plus long terme, les exigences et les enjeux en matière d’infrastructures sont davantage influencés par les circonstances propres au scénario, notamment en ce qui concerne le maintien de la diversité sur le plan de la composition des combustibles. Toutes les nouvelles infrastructures devront tenir compte des grandes préoccupations environnementales au moment de la construction et de l’exploitation. De nouvelles démarches devront être adoptées en matière de résolution des différends entre promoteurs et intérêts locaux afin d’accroître le degré de prévisibilité de réalisation des projets. Dans certains cas, cela peut signifier une plus grande clarté à l’égard des processus réglementaires et de participation du public, et dans d’autres cas, en présence de plusieurs compétences, cela peut vouloir dire un recours accru à la notion de « guichet unique ».

Avec un besoin grandissant pour le renouvellement et l’agrandissement de nos infrastructures afin de répondre à des besoins énergétiques croissants et variés, il faut que le public accepte mieux ces projets et y prenne une part plus active. Il faudra atteindre un équilibre entre acceptation du public et décisions devant être prises en temps opportun. En outre, toutes les parties prenantes, y compris l’industrie et les gouvernements, devront travailler ensemble en vue d’une acceptation plus étendue.

Des données de grande qualité constituent un solide fondement pour l’analyse de l’offre et de la demande du type de celle effectuée dans le cadre du rapport sur L’avenir énergétique du Canada. Les questions d’énergie étant toujours plus complexes, il faut améliorer et moderniser les bases de données statistiques existantes, afin d’habiliter la prise de décisions.

5. L’avenir énergétique du Canada

L’analyse suggère une modification en profondeur de plusieurs éléments de la filière énergétique[7]. Pour surmonter les obstacles et tirer avantage des possibilités qui se présenteront, le Canada a besoin d’une vision et d’une stratégie énergétiques à long terme afin de concilier les différents objectifs visés. Ce plan doit être bien intégré à l’échelle régionale, tenir compte des enjeux environnementaux et de la croissance économique et être élaboré avec la participation des Canadiens.

[7] La filière énergétique est définie comme étant la façon dont les Canadiens produisent et consomment de l’énergie.

L’ONÉ prévoit contribuer au débat en continuant d’agir en partenaire actif, efficace et averti dans le cadre de la participation de la population canadienne aux échanges sur l’avenir énergétique du pays.

Avant-propos

L’Office national de l’énergie (ONÉ ou l’Office) est un organisme fédéral indépendant qui réglemente plusieurs aspects du secteur énergétique au Canada. Sa raison d’être est de promouvoir, dans l’intérêt public[*] canadien, la sûreté et la sécurité, la protection de l’environnement et l’efficience de l’infrastructure et des marchés énergétiques, en s’en tenant au mandat conféré par le Parlement au chapitre de la réglementation des pipelines, de la mise en valeur des ressources énergétiques et du commerce de l’énergie. L’ONÉ s’occupe principalement de réglementer la construction et l’exploitation des pipelines internationaux ou interprovinciaux, ainsi que les droits et les tarifs connexes. Une autre de ses fonctions importantes consiste à réglementer les lignes internationales de transport d’électricité et des lignes interprovinciales désignées. En outre, l’ONÉ réglemente les importations et les exportations de gaz naturel, les exportations de pétrole, de liquides de gaz naturel et d’électricité, de même que des travaux précis d’exploration pétrolière et gazière dans les régions pionnières, en particulier dans le Nord canadien et en mer.

L’ONÉ recueille et analyse des données au sujet des marchés de l’énergie au Canada par la voie de processus réglementaires et aussi grâce à la surveillance des marchés. L’Office est par la suite en mesure de produire des documents, des rapports statistiques et des discours sur divers aspects commerciaux des produits énergétiques du Canada. Les rapports d’Évaluation du marché de l’énergie (ÉMÉ) publiés par l’Office présentent des analyses des principales ressources énergétiques. Ces ÉMÉ permettent aux Canadiens de se tenir au courant des perspectives qui se dessinent à l’égard de l’Office et de la demande d’énergie et de mieux comprendre les problèmes sous-jacents aux décisions prises dans le domaine énergétique.

Le présent rapport d’ÉMÉ, intitulé L’avenir énergétique du Canada, examine les évolutions possibles de la demande et de l’offre d’énergie à long terme au Canada. Les principaux objectifs visés par ce rapport sont les suivants :

  • fournir une analyse impartiale, pertinente, globale et avertie de l’offre et de la demande d’énergie, ainsi que de leurs incidences économiques et environnementales, afin que les parties intéressées par les tendances et les questions énergétiques au Canada puissent s’en servir comme norme de référence;
  • servir de créneau de discussion avec les parties prenantes et entre elles, tant pendant la rédaction du rapport qu’après sa réalisation, autour de questions énergétiques émergentes d’importance nationale;
  • informer les décideurs des risques et incertitudes de fond à l’égard de l’avenir énergétique, et leur faire part des problèmes de réglementation et autres sur lesquels ils devraient se pencher.

Dans le contexte de la préparation du rapport, l’ONÉ a tenu une série de réunions formelles et informelles avec des experts du marché de l’énergie et d’autres parties intéressées. Il apprécie l’information et les commentaires qui lui ont été communiqués et il tient à remercier tous les participants qui ont contribué de leur temps comme de leur expertise. L’ONÉ tient également à remercier les nombreux membres du personnel dévoué qui ont collaboré de près ou de loin à la réalisation de ce rapport.

Quiconque souhaite utiliser le présent rapport dans une instance réglementaire devant l’Office peut le soumettre à cette fin, comme c’est le cas pour tout autre document public. Une partie qui agit ainsi se trouve à adopter l’information déposée et peut se voir poser des questions au sujet de cette dernière.

S’adresser aux personnes dont les noms suivent pour tout commentaire ou question au sujet de cette ÉMÉ :

Généralités

Abha Bhargava courriel : abha.bhargava@neb-one.gc.ca

Demande d’énergie

Abha Bhargava courriel : abha.bhargava@neb-one.gc.ca

Pétrole et liquides de gaz naturel

Cliff Brown
Bill Wall

Approvisionnements en gaz

Paul Mortensen courriel : paul.mortensen@neb-one.gc.ca

Émissions de gaz à effet de serre

Abha Bhargava courriel : abha.bhargava@neb-one.gc.ca

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