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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Chapitre 6 : Îles fortifiées

Îles fortifiées

Les questions de sûreté constituent la principale préoccupation des Îles fortifiées, caractérisées par une agitation géopolitique, une absence de confiance et de coopération sur la scène internationale, et des politiques gouvernementales protectionnistes.

Aperçu du scénario (2005-2030)

Grandes influences à l’échelle de la planète

Au début de la période visée dans le scénario prospectif des Îles fortifiées, les tensions géopolitiques aux quatre coins du monde menacent l’offre énergétique. Dès lors, les grandes régions consommatrices d’énergie s’inquiètent de la continuité de l’approvisionnement, les ressources se concentrant de plus en plus hors de leurs frontières et de leur sphère de contrôle. Les risques accrus associés à la sûreté font que les combustibles coûtent plus cher, et en 2010, les prix de l’énergie atteignent presque des niveaux record.

Malgré de tels prix, les investissements sont insuffisants au chapitre de l’approvisionnement et des infrastructures énergétiques mondiales puisque la situation continue de se détériorer et que l’accès aux ressources est toujours plus ardu. À l’inverse de la situation présentée en Triple-E, la coopération internationale n’est pas perçue comme une possibilité réaliste pour combler les lacunes de l’offre et les pays cherchent plutôt des solutions en se repliant sur eux-mêmes ou en se tournant vers des partenaires commerciaux « amis ». Les grandes nations consommatrices d’énergie se concentrent sur l’autosuffisance énergétique, et la mise en valeur de leurs propres ressources est prioritaire. Des progrès technologiques isolés permettent de réduire la demande d’énergie et d’accroître l’offre dérivée de ressources de remplacement. Cependant, l’absence de coopération internationale ne favorise nullement le passage des frontières.

Le manque de confiance entre les nations fait qu’un nombre toujours croissant d’obstacles au commerce, notamment, gênent l’écoulement des produits et réduisent les avantages découlant des échanges. Ces facteurs sont de plus en plus lourds à supporter : l’équilibre demeure précaire sur les marchés mondiaux de l’énergie, les prix du pétrole continuent d’être élevés et imprévisibles, tandis que la croissance économique à l’échelle internationale est entravée.

Les principes sociaux et environnementaux sous-jacents au « développement durable » favorisé au tournant du siècle sont moins prévalents à la fin de la période visée dans le scénario des Îles fortifiées. La défense du territoire et la création d’emplois ont pris le pas. De plus, les ententes internationales au sujet des grandes questions environnementales, comme les changements climatiques, demeurent fragiles et non exécutoires. Ces questions sont plutôt traitées localement, plus souvent qu’autrement en association avec la gestion de la demande énergétique plutôt que dans le cadre de programmes exclusifs visant la réduction des émissions.

Conséquemment, jusqu’en 2030, les inquiétudes environnementales cèdent le pas à la continuité de l’approvisionnement en matière d’énergie et des investissements de taille, notamment dans le secteur du charbon, sont effectués à l’intérieur des frontières. Les pays sont davantage prêts à mettre en valeur des ressources non classiques à des coûts plus élevés, même si cela doit se faire au détriment de l’environnement. Comparativement aux autres scénarios prospectifs, la demande énergétique est moindre dans celui des Îles fortifiées parce que les taux de croissance économique sont plus faibles et que les prix de l’énergie sur la scène mondiale sont élevés.

Conséquences au Canada

En dépit de l’abondance des ressources énergétiques au Canada, les inquiétudes qui se manifestent ailleurs sur la planète au sujet de la sûreté des approvisionnements n’épargnent pas le pays, mais les Canadiens sont touchés différemment. La croissance économique canadienne est plus faible dans le scénario des Îles fortifiées que dans les autres. Les politiques plus protectionnistes des partenaires commerciaux du Canada et la diminution de la demande à l’échelle mondiale ont été à l’origine d’une croissance d’ensemble relativement lente au pays. Seul le secteur de l’énergie y échappe. Un accès limité aux ressources mondiales fait que la demande est forte pour l’offre canadienne.

Ici, les grands pays importateurs d’énergie sont conscients de la précarité de leur situation et l’autonomie constitue le thème directeur de leurs politiques énergétiques intérieures. Dans des pays comme le Canada, la dynamique est différente du fait que les politiques sont axées sur un accès à l’offre intérieure sécuritaire, sûr et abordable, tout en cherchant à répondre à la demande internationale, en particulier celle des États-Unis, dans le contexte d’un marché nord-américain intégré. C’est ainsi que dans le cadre d’un « complexe énergétique » canadien, les produits acheminés en empruntant le pipeline entre Sarnia et Montréal recommencent à s’écouler en direction est, ce qui permet à nouveau au Québec d’avoir accès à des approvisionnements en pétrole brut de l’Ouest canadien. De tels projets, à l’intérieur des frontières, sont entrepris pour profiter d’une valeur ajoutée à l’égard des ressources disponibles.

L’orientation définie ici prévoit une faible demande d’énergie au Canada du fait d’une lente croissance économique. La technologie canadienne se concentre sur l’élargissement de l’offre énergétique et des canaux de distribution. Il n’y a pas de consensus national sur les questions de gestion de la demande, ni d’éventuels programmes à ce sujet, mais l’intensité énergétique canadienne continue graduellement de s’améliorer. Cela est principalement attribuable à des prix élevés de l’énergie ainsi qu’à des normes d’efficacité adoptées à la grandeur de l’Amérique du Nord pour les appareils ménagers et le matériel de transport. Même si la continuité de l’approvisionnement en énergie ne cause pas autant de problèmes au Canada qu’à d’autres pays, les normes énergétiques pour les produits importés indiquent le degré d’efficacité des lois adoptées ailleurs.

Perspectives macroéconomiques

C’est sur un fond de lente croissance économique à l’échelle mondiale, à laquelle se greffent des marchés internationaux de l’énergie imprévisibles et précaires, que se dessinent les perspectives macroéconomiques pour le Canada dans le contexte du scénario prospectif des Îles fortifiées. La croissance démographique ralentit jusqu’à 0,7 % par année et celle de la main-d’oeuvre jusqu’à 0,6 % par année (tableau 6.1). Le taux de croissance de la productivité, mesurée en termes de production par employé, se situe à 1,2 % par année. Une demande moindre au chapitre des exportations fait qu’il est moins nécessaire d’accroître les taux de participation, ce qui maintient à un bas niveau la croissance de la main-d’oeuvre. Cela signifie aussi une compression des ressources destinées aux investissements en capitaux, donc des niveaux de productivité moins élevés que dans les autres scénarios.

Tableau 6.1

Variables macroéconomiques clés - Îles fortifiées 2004-2030

Variables macroéconomiques clés – 2004-2030
  1990-2004 2004-2030
Population 1,0 0,7
Main-d’oeuvre 1,3 0,6
Productivité 1,4 1,2
Produit intérieur brut 2,8 1,8
Biens 2,5 1,7
Services 3,0 1,9
Revenu disponible des particuliers 3,6 3,9
Taux de change (en $US/$CAN) - moyenne 74,0 103,0
Taux d’inflation (en %) – moyenne 2,3 1,8
(Taux de croissance annuelle moyen [en % par année], à moins d’indication contraire.)

Ensemble, ces facteurs sont à l’origine de la hausse moyenne du PIB la plus faible au nombre des trois scénarios prospectifs, laquelle s’établit à 1,8 % par année.

Le scénario des Îles fortifiées prévoit une modification de la structure même de l’économie. La quote-part du secteur des biens et services recule alors que les ressources prennent une place plus importante dans la composition économique du pays. Dans ce scénario prospectif, la répartition régionale de la croissance économique au Canada change elle aussi. L’Ouest canadien gagne en importance, au détriment de l’Est du pays. L’Alberta, la Colombie-Britannique et les territoires connaissent une croissance de leur économie supérieure à la moyenne nationale (figure 6.1). Selon ce scénario, la croissance de l’économie ontarienne régresse sous la moyenne nationale. Il est intéressant de constater qu’une croissance accrue du secteur pétrolier et gazier en Saskatchewan, à Terre-Neuve-et-Labrador et en Nouvelle-Écosse signifie que l’apport relatif de ces économies au PIB canadien dans son ensemble augmente, mais pas au point de compenser pour la perte de la croissance du secteur manufacturier, de sorte que la progression économique de ces provinces est moins rapide que dans le cadre des autres scénarios.

Figure 6.1

Taux de croissance réels du PIB – Îles fortifiées 2004-2030

Taux de croissance réels du PIB – Îles fortifiées 2004-2030

Prix de l’énergie

Prix du pétrole brut

Les profondes incertitudes dans le secteur pétrolier et gazier mènent à des prix élevés et volatils du pétrole brut[72]. Le scénario des Îles fortifiées rend compte d’un accès restreint aux sources d’approvisionnement en pétrole à l’échelle internationale en raison d’inquiétudes profondes en matière de sûreté et de risques trop grands pour favoriser de gros investissements à l’étranger. Les pays accordent davantage d’importance à la mise en valeur de sources d’énergie, notamment non classiques, à l’intérieur de leurs propres frontières, et ils cherchent à profiter de toute offre supplémentaire de la part de partenaires commerciaux de leur région.

[72] Les outils utilisés par l’ONÉ en vue de la modélisation de l’offre et de la demande d’énergie tiennent compte des données annuelles historiques et permettent de produire des prévisions elles aussi sur une base annuelle. Ces types de modèles permettent d’estomper la volatilité au jour le jour des prix du pétrole et du gaz sur les marchés. Cependant, l’ONÉ a pris un certain nombre de mesures afin de ne pas éliminer totalement cette volatilité dans son analyse. Il a ainsi été tenu compte des décisions prises antérieurement par les consommateurs dans une situation de prix volatils pour mieux saisir ce qu’elles pourraient être à l’avenir. En outre, l’ONÉ a modélisé des variations de prix à l’intérieur de chacun des scénarios et pour l’ensemble de ceux-ci. Par exemple, dans le cadre du scénario prospectif des Îles fortifiées, les prix du pétrole passent à entre 75 $US et 85 $US/baril tandis que ceux du gaz se situent entre 7,50 $US et 12 $US/MBTU. Pour l’ensemble des scénarios, les prix du pétrole se situent entre 35 $US et 85 $US/baril et ceux du gaz entre 5,50 $US et 12 $US/MBTU. Les trajectoires des prix qui sont modélisées correspondent aux pressions du marché inhérentes à chaque scénario, notamment la disponibilité de l’offre et l’ampleur de la demande.

Les prix du pétrole brut dans le scénario des Îles fortifiées passent à 85 $US/baril plutôt que de régresser comme c’est le cas dans les autres scénarios (figure 6.2). Ils atteignent des niveaux presque record en 2010 et demeurent élevés jusqu’à la fin de la période à l’étude.

Figure 6.2

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

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

Prix du gaz naturel

Il est supposé qu’en général, comme cela a été le cas par le passé, les prix du gaz naturel nord-américain iront dans le sens de ceux du pétrole. Dans le contexte des Îles fortifiées, les inquiétudes en matière de sûreté et le manque d’investissements à l’échelle internationale limitent grandement les importations de GNL et font que l’accent est davantage mis sur les approvisionnements gaziers intérieurs, dont les coûts sont plus élevés. Dans de telles conditions, le prix du gaz naturel au carrefour Henry se situe à 11,40 $US/GJ (12,00 $US/MBTU) (figure 6.3). Ce prix maintient un rapport type de 85 % comparativement au prix du pétrole brut.

Figure 6.3

Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane – Îles fortifiées

Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane – Îles fortifiées

Prix de l’électricité

Les pressions sur les prix de l’électricité se font plus pressantes dans le contexte des Îles fortifiées avec l’escalade de ceux du pétrole et du gaz naturel comparativement aux niveaux atteints au début des années 2000 (jusqu’à 85 $ dans le premier cas et 12 $ dans le second), ce qui a tendance à pousser les coûts vers le haut pour ce qui est de la production des centrales alimentées au moyen de combustibles fossiles. Dans une certaine mesure, la pression sur les prix est atténuée par une demande décroissante pour la production d’électricité supplémentaire et aussi en raison de la sécurité assurée par les actifs patrimoniaux hydroélectriques, mais il n’en demeure pas moins que la tendance générale est à la montée des prix[73].

[73] Les prix de l’électricité selon les régions sont présentés à l’annexe 5.

Prix du charbon

Les prix du charbon augmentent de façon considérable comparativement à ce qu’ils étaient il n’y a pas si longtemps, ce qui rend compte du maintien de prix élevés pour le pétrole et le gaz en Îles fortifiées (85 $ dans le premier cas et 12 $ dans le second), ainsi que de coûts supérieurs pour l’exploitation de nouvelles ressources houillères. Dans ce scénario, le charbon profite d’un avantage de prix évident sur ses concurrents.

Demande d’énergie

Tendances de la demande totale d’énergie secondaire

Il semble, selon le scénario prospectif des Îles fortifiées, que la demande totale d’énergie secondaire au Canada croîtra à un rythme de 0,7 % par année pendant la période de 2004 à 2030, ce qui est beaucoup moins rapide que le taux historique de 1,8 %. Les quotes-parts de la demande selon les secteurs ne varient pas énormément pendant la période de prévision. L’industrie pétrolière et gazière montre une solide croissance, mais la progression de la demande énergétique pour ce qui est du secteur industriel dans son ensemble est réfrénée par le ralentissement que connaissent les industries hors énergie en raison des prix élevés de celle-ci et d’une demande en baisse pour l’exportation de biens manufacturés.

Quotes-parts et taux de croissance de la demande pour les différents secteurs varient sensiblement selon la province. Les trois principaux consommateurs d’énergie sont l’Alberta, l’Ontario et le Québec. En 2030, l’Alberta compte pour 35 % de la demande totale d’énergie secondaire au Canada, l’Ontario pour 27 % et le Québec pour 16 %. Les hypothèses relatives à la population provinciale, au revenu disponible des particuliers et à l’économie ont toutes une influence sur la demande d’énergie des provinces. Les taux de croissance de la demande totale d’énergie secondaire de l’Alberta et des territoires septentrionaux sont plus élevés que la moyenne canadienne. Alors que l’économie nationale dans son ensemble souffre des prix élevés de l’énergie, des travaux sans précédent de mise en valeur des gisements pétroliers et gaziers de l’Ouest montrent la voie de la croissance économique des provinces riches en ressources.

Figure 6.4

Demande canadienne totale d’énergie secondaire selon le combustible – Îles fortifiées

Demande canadienne totale d’énergie secondaire selon le combustible – Îles fortifiées

(Dans « Autres » sont compris le charbon, la coke, le gaz de cokerie et la vapeur.)

Au total, l’intensité de la demande canadienne régresse de 1,1 % par année en Îles fortifiées, ce qui se rapproche du taux historique de 1,0 % enregistré pour la période de 1990 à 2004 (figure 6.5). La hausse des prix mène à l’adoption d’un grand nombre de mesures visant à accroître l’efficacité énergétique, surtout du type de celles favorisant l’optimisation de l’exploitation à faible coût qui permettent de tirer le maximum du matériel en place et de chaque unité d’énergie.

Figure 6.5

Intensité de la demande canadienne totale d’énergie secondaire – Îles fortifiées

Intensité de la demande canadienne totale d’énergie secondaire – Îles fortifiées

Demande d’énergie secondaire dans le secteur résidentiel

La demande d’énergie secondaire dans le secteur résidentiel au Canada croîtra suivant un taux de 0,5 % par année pendant la période de 2004 à 2030 (figure 6.6). À l’origine de cette situation : prix de l’énergie, contraintes économiques et améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique. À cet égard, les mesures prises comprennent des modernisations à faible coût comme les lampes fluorescentes compactes (LFC) et l’élimination des courants d’air. Il existe une certaine commutation de combustible au détriment du pétrole qui profite à la biomasse (bois). Les quotes-parts selon les provinces varient beaucoup.

Figure 6.6

Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire selon le combustible – Îles fortifiées

Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire selon le combustible – Îles fortifiées

Demande d’énergie secondaire dans le secteur commercial

La demande d’énergie secondaire dans le secteur commercial au Canada croîtra suivant un taux de 0,5 % par année pendant la période de 2004 à 2030, ce qui est de beaucoup inférieur au taux historique (figure 6.7). Nombreuses sont les améliorations à faible coût au chapitre de l’efficacité (comme des stores dans les fenêtres d’immeubles commerciaux) qui sont adoptées. Toutefois, il n’y a pas, en Îles fortifiées, de volonté sociale ni de prise d’engagements financiers à long terme qui permettraient d’investir dans des technologies du bâtiment à la fine pointe. Les quotes-parts des différents combustibles dans le contexte de la demande au Canada pendant les années 2004 à 2030 montrent un certain degré de commutation à la faveur du pétrole et au détriment du gaz naturel dans le secteur commercial. Selon la province, les quotes-parts suivent de près celles dans le secteur résidentiel, alors que le pétrole est plus courant tandis que les sources d’énergie émergentes ou de remplacement sont presque inexistantes.

Figure 6.7

Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire selon le combustible – Îles fortifiées

Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire selon le combustible – Îles fortifiées

Demande d’énergie secondaire dans le secteur industriel

La demande d’énergie secondaire dans le secteur industriel au Canada croîtra à un taux de 0,9 % par année pendant la période de 2004 à 2030, ce qui est de moitié moins rapide que le taux historique (figure 6.8). Presque toutes les industries connaissent un ralentissement de production et donc une diminution correspondante de la demande d’énergie. Le secteur pétrolier et gazier, qui tente de profiter au maximum des avantages des prix élevés de l’énergie, constitue l’exception à la règle. Les quotes-parts des différents combustibles dans le contexte de la demande au Canada pendant les années 2004 à 2030 montrent un certain degré de commutation à la faveur du pétrole et au détriment de tous les autres combustibles, y compris ceux provenant de sources renouvelables compte tenu d’une croissance économique plus lente de l’industrie des pâtes et papiers.

Figure 6.8

Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire selon le combustible – Îles fortifiées

Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire selon le combustible – Îles fortifiées

(Dans « Autres » sont compris le charbon, la coke, le gaz de cokerie, la vapeur et le naphte.)

En 2030, les provinces qui consomment le plus d’énergie dans le secteur industriel sont l’Alberta, avec 50 % de la demande industrielle au Canada, l’Ontario avec 20 % et le Québec avec 13 %.

Demande d’énergie dans le secteur des transports

La demande d’énergie dans le secteur des transports au Canada progresse de 0,7 % par année pendant la période de 2004 à 2030 (figure 6.9). Les coûts sont suffisamment élevés pour produire une réaction, surtout dans le cas du transport de personnes sur route, où les modes de transport en commun sont de plus en plus utilisés et où aussi des véhicules plus petits et moins énergivores gagnent en popularité. Les quotes-parts par combustible de la demande au Canada pendant la période à l’étude montrent un recul de l’essence, en réaction à son prix et à la prise de mesures visant une efficacité accrue. La part des énergies renouvelables augmente, et de nulle qu’elle était, elle passe à 1 % d’ici 2030 en raison des politiques attendues sur l’éthanol en Ontario et en Saskatchewan[74], tandis que la quote-part des véhicules de chantier demeure importante pendant toute la période de prévision compte tenu d’une forte croissance dans l’industrie des sables bitumineux (figure 6.10).

[74] En Ontario, l’hypothèse posée est celle que l’éthanol représentera 5 % du volume (3,4 % de l’énergie) par rapport à toute l’essence consommée dans la province en 2007. En Saskatchewan, l’hypothèse avancée veut que l’éthanol représente 7,5 % du volume (5,1 % de l’énergie) par rapport à toute l’essence consommée dans la province en 2007.

Figure 6.9

Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le combustible – Îles fortifiées

Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le combustible – Îles fortifiées

Figure 6.10

Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le mode – Îles fortifiées

Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le mode – Îles fortifiées

Approvisionnement en pétrole

Pétrole brut et équivalents

Le scénario des Îles fortifiées, qui met l’accent sur des prix plus élevés pour le pétrole et qui favorise des approvisionnements énergétiques intérieurs, est le plus apte à être témoin d’une hausse de l’offre pétrolière. À l’inverse de tous les autres scénarios, les tendances d’une offre classique en déclin dans le BSOC sont moins marquées comparativement aux niveaux historiques, et les reculs des niveaux de production dans l’Est du Canada sont eux aussi plus lents. Les prix plus élevés du pétrole en Îles fortifiées ouvrent en outre la voie à une présence plus grande dans la région des sables bitumineux.

Ressources en pétrole brut et en bitume

Les ressources en pétrole brut et en bitume au Canada sont les mêmes dans le scénario de référence et les trois scénarios prospectifs[75].

[75] Ces ressources sont présentées au chapitre 3 et encore plus en détail à l’annexe 3.

Production totale de pétrole au Canada

La production est la plus dynamique qui soit dans le scénario des Îles fortifiées, avec des augmentations annuelles moyennes de la capacité de 27 000 m³/j (170 kb/j) entre 2010 et 2020, en raison de la croissance rapide de la production tirée des sables bitumineux et de nouvelles découvertes en mer sur la côte Est (figure 6.11). Après 2020, la croissance ralentit sous l’effet d’un déclin dans les zones extracôtières de l’Est du pays et aussi dans le BSOC, ce qui mène à une production totale de 879 000 m³/j (5,54 Mb/j) en 2030.

Figure 6.11

Production totale de pétrole au Canada – Îles fortifiées

Production totale de pétrole au Canada – Îles fortifiées

La production tirée des sables bitumineux joue un rôle toujours plus important et compte pour 88 % de la production pétrolière canadienne totale en 2030.

Pétrole brut classique – BSOC

Ce scénario prospectif est celui qui est le plus favorable à l’élargissement de l’offre pétrolière au moyen d’un programme intensif de forage d’exploration, d’un plus grand nombre de forages intercalaires et d’une importance accrue accordée aux méthodes de récupération assistée.

Pour le pétrole brut léger classique, la tendance de longue date d’un déclin de 5 % est ramenée à 4,2 % compte tenu de l’ajout d’une production supplémentaire de 35 Mm³ par rapport aux niveaux attendus en Maintien des tendances.

L’Alberta et la Saskatchewan sont les principales sources de pétrole brut lourd classique, auxquelles se greffe un apport mineur de la Colombie-Britannique. Comme pour le pétrole léger, la tendance de longue date d’un déclin de 3 % est ramenée à 2,1 % avec un ajout supplémentaire à la production de 51 Mm³ comparativement aux niveaux décrits dans le scénario de Maintien des tendances (figure 6.12).

Figure 6.12

Production de pétrole classique dans le BSOC – Îles fortifiées

Production de pétrole classique dans le BSOC – Îles fortifiées

En 2030, la production de pétrole léger classique finit par s’établir à 29 500 m³/j (186 kb/j) et celle de pétrole lourd classique à 48 100 m³/j (303 kb/j). Les niveaux de production de condensat en Îles fortifiées déclinent pour leur part jusqu’à 14 000 m³/j (88 kb/j).

Production de brut léger dans l’Est du Canada

Les projections de production pétrolière pour l’Est du Canada sont dominées par les gisements extracôtiers, la production prévue pour l’Ontario étant d’importance mineure.

Les prix plus élevés attendus selon le scénario prospectif des Îles fortifiées ouvrent la voie à des activités de production sur la côte Est plus intensives que dans les autres scénarios. Un peu comme en Maintien des tendances, dans le scénario des Îles fortifiées il est prévu que le gisement de Hebron entre en production en 2013 et que les gisements satellites de moindre envergure dans le bassin Jeanne-d’Arc soient mis à contribution. Il est supposé qu’un nouveau gisement de 80 Mm³ (500 Mb) est découvert à l’intérieur de certains périmètres de la côte Est qui étaient jusque-là demeurés relativement inexplorés, peut-être dans la région de la passe Flamande ou de la plate-forme néo-écossaise en eaux profondes. L’entrée en exploitation du gisement en 2015 pousse les niveaux de production à 75 000 m³/j (473 kb/j). En Îles fortifiées, un second gisement de dimensions semblables entre pour sa part en exploitation en 2018, ce qui permet d’atteindre alors un sommet de 118 000 m³/j (743 kb/j), et à quoi succède une diminution relativement rapide. En 2030, la production s’établit donc à 26 700 m³/j (168 kb/j) (figure 6.13).

Figure 6.13

Production de brut léger dans l’Est du Canada – Îles fortifiées

Production de brut léger dans l’Est du Canada – Îles fortifiées

Offre de sables bitumineux

Dans le scénario prospectif des Îles fortifiées, une production accélérée est favorisée par des prix élevés pour le pétrole ainsi que par des coûts de conformité environnementale plus faibles comparativement à ce qui est le cas dans les autres scénarios. Même si l’hypothèse posée est que les pressions sur les coûts s’atténuent au fil du temps, les activités plus intenses prévues ici maintiendront ces pressions à un niveau un peu plus élevé que dans les autres scénarios prospectifs.

En outre, des augmentations rapides de la production en Îles fortifiées sont attribuables à des projets thermiques, principalement de DGMV et de SCV, ainsi qu’à un plus grand nombre d’applications VAPEX et THAITM.

Ici, la production atteint 774 000 m³/j (4,74 Mb/j). Les volumes de bitume valorisé totalisent 489 000 m³/j (3,08 Mb/j) tandis que le total des volumes non valorisés est de 285 000 m³/j (1,80 Mb/j) (figure 6.14).

Figure 6.14

Production tirée des sables bitumineux au Canada – Îles fortifiées

Production tirée des sables bitumineux au Canada – Îles fortifiées

Qui plus est, le scénario des Îles fortifiées tient compte d’une production de 18 000 m³/j (113 kb/j) tirée des sables bitumineux de la Saskatchewan d’ici 2030.

Dans ce scénario, les prix élevés du gaz naturel constituent un encouragement économique important pour que les exploitants présents dans la région des sables bitumineux réduisent leur dépendance à l’endroit de ce gaz. Des améliorations constantes de l’efficacité énergétique de 1,0 % par année sont envisagées et le rythme de commutation à la faveur de combustibles de remplacement est plus rapide que dans les autres scénarios. En général, la gazéification du bitume se matérialise plus rapidement et est davantage prolifique, sans oublier le nombre accru d’applications pour ce qui est des technologies RASM, THAITM et VAPEX ainsi que la possibilité de projets ayant recours à l’énergie géothermique.

Ce scénario prévoit que l’intensité du gaz naturel acheté, de 0,67 kpi³/j qu’elle était en 2005, s’établira à 0,49 kpi³/j en 2030, et qu’au total, le gaz naturel devant être acheté, exception faite du gaz visant à répondre aux besoins d’électricité sur place, de 18,4 Mm³/j (0,65 Gpi³/j) qu’il était en 2005, atteindra 62,3 millions m³/j (2,2 Gpi³/j) d’ici 2030, ce qui correspond à la hausse substantielle de la production tirée des sables bitumineux.

Bilans de l’offre et de la demande

Ce scénario est caractérisé par un accroissement de l’offre et une diminution de la demande intérieure. Même si le scénario prospectif des Îles fortifiées prévoit l’ajout d’une nouvelle raffinerie dans la région atlantique, l’effet net sur l’équilibre entre l’offre et la demande est minime puisque les produits qui y sont raffinés sont surtout destinés à des marchés d’exportation comme celui du Nord-Est des É.-U. Par ailleurs, la possibilité que l’écoulement des produits acheminés par la canalisation no 9 d’Enbridge reprenne la direction de l’est afin de permettre aux raffineries du Québec d’avoir accès au pétrole brut de l’Ouest canadien est envisagée[76]. Au pays, la demande de produits pétroliers augmente et passe de 290 000 m³/j (1,8 Mb/j) en 2005 à 352 000 m³/j (2,22 Mb/j) en 2015, puis à 415 000 m³/j (2,62 Mb/j) en 2030.

[76] La canalisation no 9 est un tronçon du réseau pipelinier d’Enbridge qui s’étend de Sarnia, en Ontario, jusqu’à Montréal, au Québec. À l’origine, du pétrole brut y était acheminé d’ouest en est. En 1999, il y a eu inversion du débit, permettant à des produits importés d’atteindre les centres de raffinage ontariens.

Pétrole brut léger – Bilan de l’offre et de la demande

Figure 6.15

Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger – Îles fortifiées

Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger – Îles fortifiées

Les exportations de pétrole brut léger passent rapidement de 110 200 m³/j (694 kb/j) en 2005 à 319 700 m³/j (2,01 Mb/j) en 2015 (figure 6.15), et cette tendance se poursuit jusqu’en 2030 alors que les exportations atteignent 411 300 m³/j (2,59 Mb/j).

Pétrole brut lourd – Bilan de l’offre et de la demande

Figure 6.16

Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd – Îles fortifiées

Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd – Îles fortifiées

Les exportations de pétrole brut lourd passent de 149 200 m³/j (940 kb/j) en 2005 à 195 000 m³/j (1,23 Mb/j) en 2015. En 2030, ces exportations atteignent 287 500 m³/j (1,81 Mb/j) (figure 6.16).

Approvisionnement en gaz naturel

Ressources disponibles de gaz naturel au Canada

Les prix plus élevés du pétrole en Îles fortifiées permettent d’inclure comme récupérables certains volumes qui, auparavant, auraient été jugés non rentables. Les ressources de MH dans l’Ouest canadien augmentent jusqu’à 1 416 Gm³ (50 Tpi³)[77]. De la même façon, les ressources restantes de gaz de réservoir étanche et de gaz de schiste passent respectivement à 737 et à 365 Gm³ (26 et 12,9 Tpi³). Ces augmentations rendent compte de la rentabilité estimative de gisements non classiques supplémentaires situés dans des formations moins perméables et plus profondes. Afin d’avoir accès à ces ressources supplémentaires, en Îles fortifiées, les prix plus élevés du gaz pourraient permettre de forer de plus longs puits horizontaux et de stimuler davantage la production au moyen de fractures hydrauliques plus intensives.

[77] Tel qu’il est indiqué à l’annexe 4.

Figure 6.17

Perspectives de production de gaz naturel – Îles fortifiées

Perspectives de production de gaz naturel – Îles fortifiées

Comme en Triple-E, les estimations des ressources classiques restantes ne changent pas. Ces estimations sont établies en fonction de la taille minimale du gisement, selon la zone, qu’il est techniquement possible d’après l’industrie de mettre en valeur. Dans le contexte des prix envisagés, la taille ainsi définie pour le scénario de référence et celui de Maintien des tendances s’applique également dans le scénario prospectif Triple-E et celui des Îles fortifiées. Toutefois, les prix plus élevés dans ce dernier scénario permettent d’effectuer un plus grand nombre de forages gaziers chaque année et de mieux soutenir l’escalade correspondante des coûts.

Pour des raisons de même nature, les ressources restantes à l’égard des projets dans les régions pionnières ne changent pas elles non plus. Celles produites dans le contexte du scénario de référence et du scénario prospectif de Maintien des tendances ont été obtenues en tenant compte des meilleures estimations les plus récentes de l’ONÉ quant au gaz commercialisable pouvant techniquement être récupéré, lesquelles estimations s’appliquent selon les fourchettes de prix envisagées. Les coûts élevés et les risques de taille associés à la création d’infrastructures en vue de la mise en exploitation d’un nouveau bassin font qu’il est probable que les premières installations seront d’assez faible envergure pour ensuite être agrandies au moment où la productivité des ressources est confirmée. Jusqu’à l’obtention d’une telle confirmation au moyen de forages plus exhaustifs ainsi que d’antécédents de production plus longs, il est impossible d’effectuer en toute confiance un quelconque rajustement à la hausse des ressources disponibles.

Production et importations de GNL

Dans ce scénario, l’offre de GNL en Amérique du Nord est considérablement moindre et les marchés gaziers s’en remettent à des approvisionnements provenant du continent. Différents facteurs pourraient faire obstacle aux importations de gaz naturel liquéfié, dont une carence en nouvelles installations de liquéfaction en raison de l’instabilité des conditions d’investissement à l’étranger, ou une croissance extrême de la demande de GNL hors Amérique du Nord, ou encore un amalgame de ces deux situations. Sauf pendant une brève période de 2009 à 2014, alors que les importations au Canada se situent en moyenne à 14 Mm³/j (0,5 Gpi³/j), le GNL dessert des marchés où l’offre intérieure de gaz naturel est inexistante ou presque, comme c’est notamment le cas du Japon, de la Corée, de l’Inde, ainsi que des pays de l’Europe de l’Ouest et du Sud, plutôt que l’Amérique du Nord. Le GNL n’a aucune incidence sur les prix du gaz naturel nord-américain, lesquels peuvent augmenter de manière à contrebalancer les coûts découlant d’une forte activité de forage ou ceux associés à des projets dans des régions pionnières ou à une mise en valeur plus coûteuse de gisements gaziers classiques ou non dans l’Ouest canadien.

Le nombre de forages gaziers dans l’Ouest canadien après 2007 devrait graduellement augmenter pour atteindre en moyenne quelque 24 000 puits par année. Cela pourrait signifier l’utilisation d’autour de 1 075 appareils de forage exploités à un taux annuel moyen de 55 %[78].

[78] Récemment, soit en 2005, année qui a connu une activité sans précédent au chapitre des forages gaziers, 700 appareils, utilisés à un taux moyen de 59 %, avaient servi à forer 18 300 puits. En 2007, dans l’Ouest canadien, le parc compte environ 880 appareils de forage (ONÉ, Canadian Association of Oilwell Drilling Contractors).

Dans de telles conditions, la production de gaz naturel dans l’Ouest canadien pourrait demeurer entre 467 et 484 Mm³/j (entre 16,5 et 17,1 Gpi³/j) de 2011 à 2020, tel qu’il est illustré à la figure 6.17. Après 2020, la production de gaz classique commence graduellement à régresser alors que le nombre de forages ne permet pas de neutraliser les réductions constantes de la productivité des nouveaux puits.

De plus amples ressources disponibles en gaz non classique et une activité accrue sont à l’origine d’une hausse constante de la production, laquelle dépasse celle de gaz classique en 2028. La production de MH atteint 57 Mm³/j (2,0 Gpi³/j) en 2014 et se stabilise à 99 Mm³/j (3,5 Gpi³/j) entre 2020 et 2030. À compter de 2016, la production de MH de la formation de Mannville surpasse celle de la formation de Horseshoe Canyon et ce méthane compte pour un peu plus de la moitié de la production non classique. La production de gaz de gisement étanche atteint un sommet en 2015, puis commence lentement à diminuer, tandis que celle de gaz de schiste augmente constamment pendant toute la période à l’étude, pour finalement atteindre presque 54 Mm³/j (1,9 Gpi³/j).

Même si la production dans l’Ouest canadien est assez stable jusqu’en 2020, c’est à l’apport des projets dans les régions pionnières à compter de 2015 qu’est due la croissance importante du gaz naturel produit au Canada. Sous réserve de l’obtention des approbations réglementaires requises et de la prise de décisions commerciales d’aller de l’avant, le delta du Mackenzie devrait entrer en production vers la fin de 2014, et en 2025, cette production devrait atteindre 68 Mm³/j (2,4 Gpi³/j). Pour sa part, le gaz associé aux projets pétroliers des Grands bancs de Terre-Neuve devrait commencer à être produit deux ans plus tôt que prévu, soit en 2015, pour ensuite doubler en importance et atteindre 28 Mm³/j (1 Gpi³/j). D’autres projets dans les régions pionnières qui n’en sont encore pour l’instant qu’à l’étape de la conception pourraient devenir des sources rentables d’approvisionnement dans le cadre du scénario des Îles fortifiées, notamment la mise en valeur du gaz découvert dans les années 1970 sur l’île Melville, dans l’ouest de l’Arctique, ainsi que celle de découvertes dans la zone extracôtière du Labrador, sans oublier la possibilité d’une découverte en eaux profondes en Nouvelle-Écosse.

Bilan de l’offre et de la demande

Jusqu’en 2015, l’offre de gaz naturel au Canada demeure relativement inchangée alors que la demande augmente quelque peu. Comparativement à 2005, cette situation signifie un resserrement moyen de l’écart entre l’offre et la demande de 20 Mm³/j (0,7 Gpi³/j) jusqu’en 2014, tel qu’il est illustré à la figure 6.18. À compter de 2015, la forte croissance de l’offre gazière canadienne dépasse facilement celle de la demande, qui est ralentie par des prix plus élevés. Ainsi, entre 2015 et 2030, toujours par rapport aux niveaux de 2005, l’écart moyen s’élargit de 45 Mm³/j (1,6 Gpi³/j).

Figure 6.18

Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – Îles fortifiées

Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – Îles fortifiées

En Îles fortifiées, la progression de la demande de gaz au Canada est freinée par des prix de l’énergie plus élevés et une moins forte croissance économique. Fait exception la demande gazière accrue pour l’exploitation des sables bitumineux à l’origine d’une production pétrolière beaucoup plus élevée. Dans ce même contexte des sables bitumineux, l’intensité du gaz est la plus faible en Îles fortifiées du fait que les prix plus élevés incitent au recours à des technologies de remplacement. À la fin de la période visée par le scénario prospectif, la demande globale de gaz naturel au Canada est supérieure de quelque 16 % à celle de 2005.

Compte tenu de la compression de l’écart en début de période, le volume net de gaz naturel disponible à des fins d’exportation régresse entre 2005 et 2015. Par la suite, le niveau moyen des exportations nettes annuelles possibles est de 303 Mm³/j (10,7 Gpi³/j), ce qui est supérieur au sommet précédent de 297 Mm³/j (10,5 Gpi³/j) atteint en 2001.

Liquides de gaz naturel

Offre et consommation

Selon le scénario prospectif des Îles fortifiées, il existe un important surplus de propane et de butanes disponibles à des fins d’exportation pendant toute la période de projection puisque c’est justement dans le cadre de ce scénario que la production de gaz naturel classique et dérivée des dégagements gazeux des sables bitumineux est la plus élevée[79].

[79] D’autres détails sur l’équilibre entre l’offre et la demande de propane ainsi que de butanes sont présentés à l’annexe 3.

Bilans de l’offre et de la demande d’éthane

Dans le scénario des Îles fortifiées, l’offre est supérieure à la demande pendant toute la période de projection, ce qui résulte en un surplus d’éthane d’environ 2 700 m³/j (17 kb/j) à partir de 2010, lequel surplus passe à quelque 17 000 m³/j (107 kb/j) en 2022 (figure 6.19). Cette situation est principalement le résultat d’une offre supérieure d’éthane classique puisque dans un milieu de relèvement des prix comme celui prévu dans ce scénario, la production de gaz naturel se révèle la plus importante. En outre, les ajouts à l’offre attribuables aux dégagements gazeux des sables bitumineux, à une progression accélérée des coupes lourdes aux usines de chevauchement, ainsi qu’au gaz du delta du Mackenzie, sont plus élevés ici que dans les autres scénarios.

Figure 6.19

Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien – Îles fortifiées

Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien – Îles fortifiées

Approvisionnement en électricité

Capacité et production

Dans le scénario prospectif des Îles fortifiées, l’union de prix de l’énergie plus élevés et d’un ralentissement de la croissance des revenus est à l’origine d’un recul de la demande d’électricité après 2020. L’incidence des prix élevés est particulièrement palpable au cours des premières années de la période de prévision, alors que survient la diminution la plus importante de la croissance de la demande d’électricité. Cette demande se stabilise une fois que les Canadiens se sont habitués aux prix plus élevés de l’énergie.

Entre 2005 et 2030, la capacité de production s’accroîtra de 32 % en Îles fortifiées (figure 6.20). Il est prévu que les ajouts à la capacité permettent de répondre de façon fiable à eux seuls aux exigences de charge projetées. L’offre d’électricité proviendra surtout de sources de production classiques, mais l’éolien et d’autres technologies émergentes connaissent néanmoins une forte croissance.

Figure 6.20

Capacité de production au Canada – Îles fortifiées

Capacité de production au Canada – Îles fortifiées

Centrales hydroélectriques

Outre celles énumérées dans le scénario de référence, après 2015, les centrales suivantes seront construites : site C à Peace River (900 MW) en Colombie-Britannique, ainsi que Conawapa (1 380 MW) et Gull/Keeyask (600 MW) au Manitoba.

La production hydroélectrique continuera de répondre à environ 60 % des besoins en électricité pendant la période de prévision (figure 6.21). La capacité hydroélectrique atteindra 82 200 MW d’ici 2030, pour une augmentation de 10 450 MW comparativement à 2006.

Figure 6.21

Production au Canada – Îles fortifiées

Production au Canada – Îles fortifiées

Production nucléaire

Alors que l’énergie nucléaire n’a jamais vraiment perdu la cote dans certaines parties de l’Europe, au cours des dernières années les prix volatils des combustibles fossiles, les préoccupations relatives à la continuité des approvisionnements et une importance accrue accordée aux émissions ont suscité un intérêt renouvelé dans l’énergie nucléaire en Amérique du Nord. Le dernier réacteur CANDU construit au Canada est entré en service en 1993, mais les ventes à l’échelle internationale ont suscité des améliorations dans les techniques de construction et ont incité Énergie atomique du Canada limitée à aller de l’avant avec son concept de nouveau réacteur CANDU avancé (RCA), garant d’une sécurité accrue, d’un délai de construction plus court et de coûts moindres.

Il existe plusieurs demandes de permis d’emplacement pour de nouveaux réacteurs CANDU qui sont actuellement étudiées par la Commission canadienne de la sûreté nucléaire. Si elles sont approuvées, il se pourrait que de nouvelles centrales nucléaires soient construites au cours des dix prochaines années. Les trois scénarios prospectifs entrevoient de nouvelles centrales nucléaires en Ontario et au Nouveau Brunswick, deux provinces où, comme au Québec, il existe déjà de telles centrales.

Même s’il n’en a pas été tenu compte dans les scénarios à l’étude, il y a également eu des propositions pour avoir recours à l’énergie nucléaire plutôt qu’au gaz naturel dans la région des sables bitumineux. Les réacteurs nucléaires conviennent parfaitement à l’exploitation ininterrompue des installations dans cette région, sont gages d’une indépendance à l’endroit des prix du gaz naturel et peuvent servir à produire de l’hydrogène destiné à la valorisation du bitume. Au nombre des obstacles possibles au recours au nucléaire il faut noter la grande envergure d’un réacteur nucléaire type comparativement à la taille habituelle des centrales dans la région, l’inexpérience des producteurs avec cette technologie et les préoccupations du grand public en matière de sécurité ainsi que d’élimination des déchets nucléaires.

Même si le recours à l’énergie nucléaire ne va pas nécessairement de soi (tel qu’il est mentionné dans l’encadré du présent rapport intitulé Combustibles de remplacement pour les sables bitumineux), certaines conditions, si elles sont remplies, peuvent rendre cette possibilité moins problématique. Lorsque la technologie des RCA ou d’autres réacteurs sera éprouvée et pourvu que les producteurs présents dans la région des sables bitumineux perçoivent une tendance à la hausse des prix du gaz naturel à long terme, l’énergie nucléaire pourrait devenir de plus en plus intéressante. En outre, le désir de réduire les émissions de GES au minimum est susceptible de gagner des adeptes à l’énergie nucléaire. Si une entité possédant de l’expérience dans le domaine du nucléaire était disposée à construire et exploiter une telle centrale, vendant la vapeur aux producteurs dans la région des sables bitumineux et l’électricité sur le marché albertain, l’énergie nucléaire pourrait constituer une option viable.

Pour un complément d’information sur le recours à l’énergie nucléaire dans la région des sables bitumineux, le lecteur est prié de consulter les ÉMÉ intitulées Les sables bitumineux du Canada : Perspectives et défis jusqu’en 2015 (mai 2004) et Les sables bitumineux du Canada : Perspectives et défis jusqu’en 2015 – Mise à jour (juin 2006) sur le site Web de l’Office au www.one-neb.gc.ca.

Centrales nucléaires

La capacité nucléaire totale progresse de 42 % entre 2005 et 2030, ce qui représente une augmentation de 5 500 MW. Les hypothèses relatives à la capacité nucléaire sont identiques à celles avancées dans les scénarios prospectifs de Maintien des tendances et Triple-E.

Centrales alimentées au gaz naturel

Le volume d’électricité produite par des installations alimentées au gaz est semblable à celui prévu dans le scénario prospectif de Maintien des tendances, en ayant toutefois un peu moins recours à la technologie par cycle combiné alors que davantage de centrales de cogénération/à turbines à combustion sont construites. Compte tenu des prix plus élevés pour le gaz et de la demande inférieure d’électricité, la production des centrales alimentées au gaz n’est pas aussi souvent requise. Alors que celles-ci comptaient, en 2030, pour 12 % de la production selon le scénario de Maintien des tendances, en Îles fortifiées, elles fournissent 8 % de la production.

Centrales alimentées au charbon

Un approvisionnement en combustibles assuré, et à coût moindre, donne l’élan voulu pour la construction de nouvelles centrales alimentées au charbon dans le contexte du scénario des Îles fortifiées, mais la cogénération dans la région des sables bitumineux est une concurrente de taille. De plus, la baisse de la demande mène à une régression de la capacité en place comparativement à ce qui est le cas dans le scénario prospectif de Maintien des tendances, puisque ce ne sont pas toutes les centrales au charbon existantes qui sont remplacées à la fin de leur durée de vie.

Centrales alimentées au pétrole

Malgré le recul de la demande d’électricité et une production classique moindre des centrales alimentées au pétrole, en 2030, par rapport à ce qu’elle est en Maintien des tendances, la production de telles centrales est supérieure d’environ 15 % en Îles fortifiées. Cette situation est le résultat de la cogénération alimentée au bitume et associée aux besoins en électricité ainsi qu’en chaleur dans la région des sables bitumineux. En 2020, la production qui était tirée de turbines alimentées au pétrole mises au rancart à Terre-Neuve est remplacée au moyen d’une production par cycle combiné de 180 MW alimentée au gaz naturel.

Technologies émergentes

Les prix élevés de l’énergie sont à l’origine d’un niveau d’accroissement de la production éolienne en place comparable à celui prévu dans le scénario de Maintien des tendances, et ce en dépit de la baisse de la demande d’électricité. La capacité éolienne projetée devrait atteindre 23 900 MW d’ici 2030, soit 15 % de la production canadienne totale. Les autres sources de production de remplacement connaissent une croissance de 1 500 MW ou 89 %. Ces données illustrent bien le fait que même en Îles fortifiées, les technologies émergentes sont présentes.

Exportations, importations et transferts interprovinciaux

De 2006 à 2030, les exportations canadiennes nettes augmentent de 300 % et atteignent 112 100 GWh (figure 6.22). Cette augmentation phénoménale est en grande partie due à la modération de la demande attribuable aux prix élevés de l’électricité et à la disponibilité d’hydroélectricité ou d’électricité provenant de sources de production de remplacement, lesquelles ne sont pas assujetties à la hausse des prix des combustibles fossiles attendue dans le scénario prospectif des Îles fortifiées. L’accroissement des transferts interprovinciaux d’électricité (de 26 % pour atteindre 76 600 GWh en 2030) est beaucoup moins marqué mais néanmoins substantiel.

Figure 6.22

Transferts interprovinciaux et exportations nettes – Îles fortifiées

Transferts interprovinciaux et exportations nettes – Îles fortifiées

Charbon

Offre et demande

En Îles fortifiées, les politiques isolationnistes ralentissent la croissance économique et freinent la demande de charbon. Par conséquent, la production est moindre qu’en Maintien des tendances, mais supérieure à ce qui est attendu en Triple-E. Des inquiétudes à l’égard de la continuité des approvisionnements motivent la construction de nouvelles centrales au charbon, plus probablement dans l’Ouest canadien et les Maritimes. Dans le scénario prospectif des Îles fortifiées, la demande de charbon métallurgique décroît de façon significative. La production canadienne, qui était de 55 Mt en 2015, diminue et s’établit à 47 Mt en 2030 en raison de la baisse de la demande de charbon thermique et métallurgique au pays. Le Canada demeure, en Îles fortifiées, un exportateur net. Entre 2015 et 2030, il est estimé que la demande houillère au pays régressera, passant de 34 Mt à 22 Mt. Le secteur de la production d’électricité, qui consommait 27 Mt de ce charbon en 2015, n’en utilisera plus que 18 Mt en 2030. La demande de charbon métallurgique des fonderies, aciéries et cimenteries canadiennes pendant cette période est amputée de quelque 3 Mt et chute de 4 Mt à environ 1 Mt. Dans ces mêmes conditions, il se pourrait que les exportations de fer, d’acier et de ciment par les grands centres manufacturiers ontariens diminuent en Îles fortifiées.

Selon le scénario des Îles fortifiées, les exportations de charbon thermique demeurent faibles. Les exportations nettes correspondent aux niveaux attendus en Triple-E et en Maintien des tendances. Les exportations de charbon thermique comme de charbon métallurgique croissent modérément de 6 % entre 2015 et 2030, compte tenu de la faible croissance économique aux États-Unis et de l’absence de coopération internationale. Toujours entre 2015 et 2030, il y a faible augmentation d’environ 4 % des importations thermiques avec l’ajout de centrales au charbon dans les Maritimes, alors que les importations métallurgiques chutent plus ou moins de 78 %, surtout du fait que les fonderies et les aciéries canadiennes ne sont pas concurrentielles.

Émissions de gaz à effet de serre

D’après le scénario des Îles fortifiées, les émissions totales de GES au Canada croîtront suivant un taux de 0,6 % par année pendant la période de 2004 à 2030 (figure 6.23). Ce pourcentage est inférieur aux données historiques indiquant une progression annuelle de 1,7 % entre 1990 et 2004, en grande partie en raison de taux de croissance inférieurs du PIB et de la hausse des prix des produits de base menant à une baisse de la demande énergétique. Les quotes-parts des GES selon les secteurs varient au fil de la période de prévision. Celle du secteur industriel passe de 41 % à 50 % pour tenir compte des hypothèses de croissance du secteur pétrolier et gazier dans ce scénario.

Figure 6.23

Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur – Îles fortifiées

Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur – Îles fortifiées

Les quotes-parts et le taux de croissance des gaz à effet de serre varient selon la province. Les trois principaux émetteurs de GES en 2030 sont l’Alberta, l’Ontario et le Québec. En 2004, l’Alberta comptait pour 31 % des émissions canadiennes totales de GES, et ce pourcentage passe à 39 % en 2030. La part de l’Ontario recule et passe de 27 % à 22 % pendant la période à l’étude tandis que celle du Québec tourne autour de 13 % pendant cette même période.

Les niveaux de GES augmentent au Canada, mais l’intensité des émissions de GES diminue pendant la période de prévision. En Îles fortifiées, l’intensité des émissions de GES diminue de 1,3 % par année, ce qui est un peu plus rapide que le taux historique de 1,1 % par année. Cette situation est attribuable aux améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique et à l’augmentation de la quote-part des combustibles de remplacement et des nouveaux combustibles (figure 6.24).

Figure 6.24

Intensité totale des GES au Canada – Îles fortifiées

Intensité totale des GES au Canada – Îles fortifiées

Enjeux des Îles fortifiées et implications

  • Dans l’ensemble, la croissance de l’économie canadienne est la plus faible dans ce scénario prospectif et les disparités économiques régionales s’accentuent. L’activité s’accentue dans les régions productrices d’énergie tandis qu’elle est moindre dans les régions manufacturières.
  • Dans ce scénario, la demande énergétique subit le contrecoup à la fois de prix de l’énergie plus élevés et d’une lente croissance des revenus comme de l’économie. Conséquemment, la progression de la demande d’énergie pendant la période à l’étude est considérablement inférieure aux niveaux historiques.
  • L’offre d’énergie est particulièrement subordonnée aux prix. Ce scénario donne une ampleur sans égale aux perspectives plausibles d’offre d’énergie du secteur pétrolier et gazier au Canada.
  • Les Îles fortifiées entrevoient un accroissement rapide de la mise en valeur des sables bitumineux. Il est supposé que les exploitants présents dans cette région continueront de réaliser des gains d’efficacité et d’avoir recours à de nouvelles sources d’énergie et méthodes de récupération, alors que gazéification du bitume et coke de pétrole jouent un rôle dominant à cet égard. Puisque c’est dans ce scénario que l’offre disponible est la plus grande, c’est aussi celui qui est témoin des hausses les plus marquées pour ce qui est des exportations de pétrole brut léger et lourd.
  • Il est particulièrement intéressant de remarquer que le maintien des niveaux de production de gaz naturel nécessite des prix très élevés. Dans ce scénario, des prix si élevés permettent au Canada de demeurer un exportateur net de gaz naturel, tandis que dans les autres scénarios prospectifs, le pays devient un importateur net avant la fin de la période à l’étude. Cela est dû au fait que les prix élevés permettent de mettre en valeur des sources d’approvisionnement supplémentaires, notamment sous forme de mégaprojets dans des régions septentrionales éloignées et dans les zones extracôtières de l’Est du pays. En outre, les prix exigés pour le gaz naturel ont un effet modérateur sur la croissance de la demande intérieure.
  • En dernier lieu, des taux de croissance plus faibles de la demande énergétique se traduisent en un ralentissement de la progression des émissions de GES par rapport aux tendances historiques.
  • Les résultats sont fondés sur les hypothèses qui sous-tendent les scénarios. Si les différents facteurs cités ne se matérialisent pas, les conséquences décrites ci-après risquent d’être différentes.
    • Pour que ce scénario se concrétise, les relations internationales doivent continuer d’être tendues. Un accès restreint aux sources d’approvisionnement en pétrole et en gaz fait que les prix de l’énergie demeurent élevés. Ces prix régissent les conditions économiques ainsi que les tendances de l’offre et de la demande d’énergie.
    • Par ailleurs, pour permettre un tel élargissement de l’offre d’énergie, des progrès technologiques sont nécessaires, l’apport des procédés de production, notamment au chapitre de la main-d’oeuvre, doit être mis à niveau, et des infrastructures doivent être aménagées.

 

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