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

Chapitre 3 : Scénario de référence

Aperçu du scénario de référence (2005-2015)

L’ONÉ est d’avis que c’est sous la forme présentée dans le scénario de référence que l’offre et la demande d’énergie ont le plus de chances de se concrétiser au cours des dix prochaines années compte tenu des tendances actuelles du marché énergétique, des perspectives macroéconomiques supposées, des prix attendus et de la série de programmes gouvernementaux existants^[28].

[28] Seuls les programmes gouvernementaux rendus publics dans leur intégralité et ayant actuellement cours sont pris en compte. Le scénario de référence ne tient pas compte des programmes simplement annoncés, comme l’intention du gouvernement fédéral d’apporter la dernière main au règlement sur les émissions atmosphériques dans le secteur industriel d’ici 2010. Les nouveaux programmes seront inclus dans le scénario de référence des rapports subséquents sur l’avenir énergétique du Canada au fil de leur adoption. Dans le présent rapport, ce n’est que dans le cadre du scénario prospectif Triple-E qu’il a été tenu compte des programmes annoncés.

Perspectives macroéconomiques

Les perspectives macroéconomiques procurent l’information nécessaire, au sujet de l’économie canadienne, en vue de l’élaboration de projections de l’offre et de la demande d’énergie. Les facteurs clés comprennent le total des biens et services produits, le revenu disponible, la population, la productivité et les indicateurs financiers^[29].

[29] À partir d’éléments comme les hypothèses avancées dans le scénario de référence et dans les divers scénarios prospectifs, tels qu’ils sont présentés dans les chapitres 3 à 6, Informetrica Limited a produit des prévisions macroéconomiques dans chaque cas.

La croissance économique à long terme au Canada varie selon les hypothèses avancées en ce qui concerne la main-d’oeuvre et la productivité. Toutes autres choses étant égales par ailleurs, plus rapide est la progression dans les domaines précités, plus prononcé est le rythme de la croissance économique. Une vision commune aux trois scénarios prospectifs est une décélération notable de la croissance de la main-d’oeuvre, qui s’intensifie au fil de la période de projection. Cette situation est le résultat de facteurs démographiques, notamment le vieillissement de la population et une faible natalité. La modification des niveaux d’apport de l’immigration est à l’origine de variations démographiques mais ne renverse toutefois pas la tendance générale.

Dans le scénario de référence, l’hypothèse posée est celle d’un ralentissement de la croissance démographique au cours des dix années à venir, laquelle croissance régresse à 0,8 % par année après avoir été de 1,0 % par année pour les années 1990 à 2004 (tableau 3.1), ce qui a des incidences sur la main-d’oeuvre, dont l’augmentation annuelle passe ainsi de 1,3 % à 1,1 %. L’hypothèse suppose également que la productivité, mesurée en termes de production par employé, progresse de 1,6 % par année au cours de la période du scénario de référence.

Tableau 3.1

Variables macroéconomiques clés – Scénario de référence 2004-2015^[1]

Par conséquent, le Canada continue de profiter d’une forte croissance de son PIB, qui augmente de 2,9 % par année, ce qui se traduit en une hausse de 3,0 % par année du revenu disponible des particuliers.

D’ici 2015, aucun changement n’est prévu quant à la part relative de la production de biens par rapport au secteur des services comparativement aux niveaux de 2004. Les biens continuent de représenter plus ou moins un tiers du PIB, le reste revenant aux services. La distribution de la croissance économique régionale au Canada a des conséquences importantes sur les projections de la demande d’énergie puisque chaque industrie et chaque région privilégient certains types de combustibles.

Le scénario de référence illustre une croissance économique, au Canada, dont les principaux moteurs sont l’Ontario, l’Alberta, les Territoires du Nord-Ouest et la Colombie-Britannique, ce qui correspond aux tendances des 15 dernières années (figure 3.1).

Figure 3.1

Taux de croissance réels du PIB – Scénario de référence 2004-2015

Prix de l’énergie

Prix du pétrole brut

Même si le Canada compte parmi les plus grands pays producteurs de pétrole dans le monde, sa part de la production quotidienne totale est inférieure à 3 %, et il n’a donc pas d’influence sur le prix. Le prix du WTI à Cushing, en Oklahoma, constitue un des principaux repères pour le pétrole brut sur la scène mondiale. Le prix du brut canadien est établi en fonction de celui du WTI du fait que les É.-U. ont été, depuis fort longtemps, un des principaux marchés d’exportation du Canada. En outre, le marché américain est le plus gros du monde pour ce qui est du pétrole brut.

Les prix du pétrole brut sont établis en fonction de l’interaction qui existe entre l’offre et la demande d’énergie. Tel qu’il est mentionné au chapitre 2, les prix de l’énergie ont énormément augmenté ces dernières années en raison d’une forte demande partout dans le monde et d’une offre précaire. Il faut s’attendre à ce que les prix plus élevés de l’énergie favorisent la conservation et soient à l’origine d’une offre supplémentaire, ce qui, à court terme, aura un effet modérateur sur ces mêmes prix. Le scénario de référence suppose que les prix réels du pétrole brut régresseront et, à partir des niveaux élevés qu’ils ont atteint ces dernières années, se stabiliseront autour de 50 $US/baril jusqu’à la fin de la période à l’étude (figure 3.2).

Figure 3.2

Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma – Scénario de référence

Les mélanges de bitume et de pétrole lourd classique sont moins prisés sur le marché que le pétrole léger, car ils sont plus difficiles à raffiner et ils procurent moins de produits à valeur supérieure. L’écart entre le pétrole léger et le pétrole lourd varie selon les conditions de l’offre et de la demande ainsi que selon les valeurs de raffinage sur les grands marchés. L’hypothèse d’un écart de 30 % est fondée sur la moyenne des dix dernières années. Elle est appliquée au scénario de base comme aux trois scénarios prospectifs.

Prix du gaz naturel

Les prix du gaz naturel sont en majeure partie établis à l’échelle continentale compte tenu de la nature intégrée du marché de l’offre et de la demande gazières en Amérique du Nord, d’une capacité d’importation limitée et de la fluidité du marché mondial du GNL. Ce sont surtout les conditions météorologiques et les prix des combustibles concurrents qui influent sur la demande. Certains consommateurs industriels ont la capacité de commuter entre le pétrole et le gaz naturel, en particulier dans le Nord-Est des É.-U. C’est ainsi que les prix du gaz naturel ont tendance à suivre ceux du pétrole brut^[30]. Dans le scénario de référence, la relation historique entre gaz naturel et pétrole brut est maintenue, le prix du gaz naturel se situant à 84 % de celui du pétrole brut en fonction d’un équivalent de contenu en énergie de 6 : 1 (plus ou moins 6 MBTU de gaz naturel par baril de pétrole brut). Cela entraîne un prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane, de 6,65 $US/GJ (7,00 $US/MBTU).

[30] En général, la limite supérieure est fonction des prix du mazout n^o 2 tandis qu’à l’autre extrémité de la fourchette se trouve plus souvent qu’autrement le mazout résiduel (MR).

Figure 3.3

Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane – Scénario de référence

Un tel niveau de prix pour le gaz naturel est relativement proche de l’indice de prix moyen pour l’offre gazière canadienne pendant la période de 2003 à 2006 (mesuré selon le prix de transfert de propriété du gaz dans le réseau de NOVA [TGN] en Alberta). Il est considérablement plus élevé que le prix annuel moyen des dix dernières années et rend compte d’une précarisation attendue de l’équilibre entre l’offre et la demande en Amérique du Nord.

Prix de l’électricité

Les prix de l’électricité sont établis sur les marchés régionaux. Les prix à la consommation tiennent compte des coûts de production, de transport et de distribution. Ces prix sont les plus bas dans les provinces qui produisent principalement de l’hydroélectricité (p. ex., la Colombie-Britannique, le Manitoba et le Québec), lesquelles bénéficient d’une grande proportion d’actifs patrimoniaux à faible coût, notamment constitués de centrales hydroélectriques qui, souvent, ont plusieurs dizaines d’années et dont les coûts en capital sont amortis dans une large mesure^[31]. Par exemple, au Québec, le prix de l’offre pour la partie patrimoniale (165 TWh) est établi de par la loi à 2,79 cents/kWh. En 2006-2007, cette partie patrimoniale représentera 95 % de l’électricité distribuée par Hydro-Québec. Le coût de la tranche restante de 5 % rendra compte des prix du marché. Dans la plupart des provinces précitées, les prix sont fondés sur le coût de la prestation des services aux consommateurs et tiennent compte d’un taux de rendement réglementé pour les actifs de production, de transport et de distribution. Les coûts sont approuvés par des organismes de réglementation provinciaux, parfois municipaux. Au besoin, le coût de la nouvelle production, généralement plus élevé que les coûts patrimoniaux, doit aussi être approuvé et intégré à l’ensemble, ce qui est à l’origine d’une hausse des coûts moyens. Ce modèle vaut pour l’ensemble des provinces et territoires, sauf en Alberta, où les coûts de production varient en fonction des conditions qui prévalent sur des marchés de gros concurrentiels. L’Ontario marie les deux méthodes avec un mélange de prix patrimoniaux pour les centrales hydroélectriques, nucléaires et alimentées au charbon, et de prix en fonction du marché pour la nouvelle production.

[31] Les actifs patrimoniaux représentent la quantité d’énergie et la capacité énergétique établies pour les actifs de production existants à la suite de décisions prises dans le cadre d’un précédent mode de fonctionnement des marchés. Cette énergie est généralement vendue sur le marché à un prix reflétant les coûts historiques.

À l’intérieur d’une province donnée, les prix ont tendance à être plus élevés pour les clients du secteur résidentiel, et moindres pour les clients à fort volume des secteurs commercial et industriel, ce qui rend compte du coût des prestations à l’endroit de ces marchés. En outre, les gros clients peuvent avoir accès à de l’électricité à coûts moindres que ceux proposés par les services publics d’électricité, provinciaux ou municipaux. Cette possibilité exige un libre accès aux réseaux de transport (ou un accès aux marchés de gros). Un accès aux marchés de gros existe sous une forme ou une autre dans toutes les provinces.

Dans le scénario de référence, les prix augmentent de façon constante du fait que l’accroissement de la demande nécessite le recours à une nouvelle production ajoutée à un coût plus élevé. Selon la province, les nouvelles installations de production font appel à diverses techniques classiques, dont la production au gaz naturel ou au charbon et la remise à neuf de centrales nucléaires, ainsi qu’à des technologies émergentes ou de remplacement comme l’éolien et la biomasse.

Prix du charbon

Au Canada, les prix du charbon destiné à la production d’électricité varient grandement selon la région et sont généralement plus bas dans l’Ouest canadien, rendant compte des coûts propres à l’intégration de l’extraction minière et de la production d’électricité (centrales à proximité de la mine). Les prix du charbon importé en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Brunswick et en Ontario reflètent le degré de concurrence qui existe sur les marchés internationaux. Le charbon de l’Ouest canadien n’est habituellement pas concurrentiel en Ontario lorsque les écarts de qualité et les coûts de transport sont pris en compte.

À court terme, les prix élevés du pétrole et du gaz poussent à la hausse ceux du charbon. Cependant, tout au long de la période à l’étude dans le scénario de référence, il est prévu que les pressions concurrentielles et les accroissements de la productivité au chapitre de l’exploitation minière et du transport ferroviaire feront régresser les prix.

Demande d’énergie

Les perspectives en matière de demande d’énergie sont fonction du milieu macroéconomique, des prix de l’énergie, des améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique, des politiques gouvernementales et des conditions météorologiques^[32]. Le scénario de référence se fonde principalement sur les tendances historiques. Au cours des dernières décennies, l’évolution technologique a été sans pareille et le rythme devrait se maintenir. La trajectoire envisagée des futures améliorations technologiques suit la voie historique tracée à ce jour.

[32] Les hypothèses climatiques sont fondées sur les normales établies d’après les moyennes historiques sur 30 ans.

Le scénario de référence prend acte de l’existence de plusieurs centaines de programmes et de politiques axés sur l’efficacité énergétique, la gestion de la consommation, les travaux de recherche et développement, les formes d’énergie émergentes ou de remplacement, ainsi que les combustibles de remplacement qui étaient en vigueur au Canada au début de la période à l’étude.

Tendances de la demande totale d’énergie secondaire

La demande canadienne totale d’énergie secondaire (ou pour utilisation finale) dans le contexte du scénario de référence croît à un rythme de 1,8 % par année de 2004 à 2015, tandis que l’intensité énergétique de l’économie canadienne progresse de 1,1 % par année pendant cette même période (figure 3.4). La progression de l’intensité rend compte, dans le scénario de référence, de prix de l’énergie plus élevés que par le passé. Ainsi, comparativement aux 15 années précédentes, il y a recours accru aux améliorations d’application simple en ce qui concerne l’efficacité énergétique ainsi qu’adoption d’un plus grand nombre de mesures de conservation de l’énergie. Malgré tout, la demande d’énergie demeure robuste. Dans l’ensemble, elle continue d’être définie par des dispositifs, des industries, des services, des modèles et des habitudes bien établis. La forte progression prévue de l’économie et du revenu soutient les niveaux de croissance de la demande d’énergie.

Il est prévu qu’un des secteurs les plus importants au chapitre de la croissance de la demande d’énergie, soit celui de la production énergétique, plus particulièrement les sables bitumineux, compte aussi parmi ceux qui progresseront le plus rapidement. C’est ainsi que la part de l’Alberta, par rapport à la demande totale d’énergie au Canada en 2015, est celle qui augmente à la plus grande vitesse, passant de 26 % à 30 %, un pourcentage qui sera alors identique à celui de l’Ontario^[33].

[33] L’annexe 2 renferme des renseignements détaillés sur la demande d’énergie par province.

Figure 3.4

Intensité de la demande canadienne totale d’énergie secondaire – Scénario de référence

Demande d’énergie secondaire dans le secteur résidentiel

La demande d’énergie secondaire dans le secteur résidentiel au Canada croît à un rythme de 1,8 % par année pendant la période à l’étude dans le scénario de référence (figure 3.5). La hausse du revenu disponible des particuliers se traduit par un accroissement des dépenses des consommateurs qui se procurent de plus grosses maisons, qu’ils doivent éclairer et munir en appareils ménagers et électroniques. Cette profusion de biens de consommation est plus importante que les gains réalisés en matière d’efficacité énergétique, ce qui mène à une croissance de la demande d’énergie dans le secteur résidentiel.

Figure 3.5

Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire selon le combustible – Scénario de référence

Au Canada, la composition des combustibles dépend de ceux disponibles au niveau régional, des prix de l’énergie et de la demande pour utilisation finale. Le chauffage des bâtiments et de l’eau compte pour environ 80 % de la demande d’énergie dans le secteur résidentiel. Dans le Canada atlantique, compte tenu d’une absence de gaz naturel par le passé, ce sont l’électricité, le pétrole et la biomasse qui ont servi à répondre à la demande. Les provinces riches en ressources hydrauliques, comme le Québec, l’Ontario, le Manitoba et la Colombie-Britannique, s’en remettent davantage qu’ailleurs à l’électricité pour répondre à cette demande puisque ses prix ont tendance à être concurrentiels par rapport à ceux des combustibles. De la même manière, l’Alberta et la Saskatchewan font une utilisation plus grande du gaz naturel que les autres régions puisqu’il s’agit dans ces provinces d’un combustible abondant.

Il existe une certaine commutation de combustible dans le cadre du scénario de référence. Les prix élevés prévus pour l’électricité ont un effet modérateur sur la croissance de sa demande, qui pourrait autrement être plus importante compte tenu de la hausse du revenu disponible des particuliers. Par contre, les prix modérés du gaz naturel favorisent une expansion toujours plus grande des réseaux gaziers.

Ces dernières années, des infrastructures gazières ont été construites au Nouveau-Brunswick et en Nouvelle-Écosse, dans les secteurs résidentiel et commercial. En 2005 et en 2006, les prix élevés du gaz naturel après le passage des ouragans Katrina et Rita ont été à l’origine d’un ralentissement de la demande gazière dans ces provinces. Toutefois, selon le scénario de référence, des prix plus modérés du gaz naturel lui permettront de gagner davantage en popularité sur le marché résidentiel. D’ici 2015, le gaz naturel représentera 2 % de la demande d’énergie dans le secteur résidentiel en Nouvelle-Écosse et 5 % au Nouveau-Brunswick.

Les tendances climatiques influent grandement sur la demande résidentielle d’énergie. Des hivers plus doux réduiront la demande puisque les besoins de chauffage seront moindres, alors que des étés plus chauds l’augmenteront afin de répondre aux besoins de climatisation. Ces variations sont visibles dans le profil historique, en dents de scie, de la demande d’énergie dans le secteur résidentiel à la figure 3.5. Il importe de savoir que l’ONÉ suppose des régimes climatiques normaux, c’est-à-dire qui respectent les moyennes historiques des 30 dernières années. Or, depuis dix ans, les températures au Canada ont été plus élevées que celles enregistrées en moyenne sur 30 ans. Par conséquent, les estimations de la demande résidentielle d’énergie pourraient présenter des inexactitudes si, pendant la période à l’étude, les régimes climatiques ressemblent davantage à ceux des dix dernières années qu’à la moyenne établie sur 30 ans^[34].

[34] Il n’existe pas d’estimation exacte du degré d’erreur possible. Cependant, l’Office de l’efficacité énergétique suppose que les changements climatiques ont été à l’origine de modifications de la demande d’énergie dans le secteur résidentiel, entre 1997 et 2004, allant de moins 2 % à plus 4 %.

Demande d’énergie secondaire dans le secteur commercial

Il est prévu que la demande d’énergie secondaire dans le secteur commercial au Canada croîtra suivant un rythme de 1,4 % par année pendant la période de 2004 à 2015 (figure 3.6). Cela est le résultat d’une progression économique plus lente du secteur des services, et aussi de prix de l’énergie plus élevés. Dans le scénario de référence, il semble que les prix de l’énergie seront à l’origine d’une réaction, au chapitre de la demande dans le secteur commercial, où les possibilités de gains d’efficacité énergétique sont encore considérables.

Figure 3.6

Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire selon le combustible – Scénario de référence

Comme c’est le cas dans le secteur résidentiel, la composition des combustibles dépend des marchés et de la disponibilité à l’échelle régionale. En général, pendant la période à l’étude, cette composition demeure relativement constante, même si la balance penche un peu plus du côté du gaz naturel en raison des prix élevés de l’électricité^[35].

[35] Certains problèmes de répartition des données dans le secteur commercial peuvent aussi avoir un effet de distorsion sur les quotes-parts des différents combustibles. Le secteur commercial sert habituellement de fourre-tout pour divers éléments de la demande d’énergie, de sorte que la quote-part du pétrole y a augmenté au cours des dernières années.

Demande d’énergie secondaire dans le secteur industriel

La demande d’énergie secondaire dans le secteur industriel au Canada croîtra de façon modérée, suivant un taux de 2,0 % par année pendant la période de 2004 à 2015 (figure 3.7). Ce secteur comprend la demande de l’industrie manufacturière et forestière, des pêches, de l’agriculture, du secteur de la construction et des mines. Dans le secteur industriel, une poignée d’industries énergivores comme les fonderies, les aciéries, les alumineries et les cimenteries, les fabricants de produits chimiques et d’engrais, le secteur des pâtes et papiers, ainsi que celui du raffinage de produits pétroliers et d’extraction de pétrole et de gaz, comptent pour la plus grande partie de la demande d’énergie^[36]. Ces industries, relativement matures, doivent affronter une concurrence internationale toujours plus intense et des taux de change plus élevés pour le dollar canadien. De tels facteurs économiques tempèrent la croissance de la demande énergétique.

[36] En 2004, les industries énergivores comptaient pour 80 % de la demande d’énergie dans le secteur industriel. Par ailleurs, l’industrie légère, l’agriculture, la foresterie et la construction comptent chacune pour une partie relativement faible de la demande industrielle d’énergie, mais une fois réunies, elles représentent tout de même 20 % de cette demande.

Figure 3.7

Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire selon le combustible – Scénario de référence

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

Une exception notable au chapitre des tendances de la demande dans l’industrie lourde est celle du secteur pétrolier et gazier. La vigueur de ce secteur sert de locomotive à la croissance de la demande d’énergie dans le secteur industriel. Les activités touchant les sables bitumineux sont énergivores, nécessitant de grandes quantités de gaz naturel, et d’autres combustibles comme le pétrole (p. ex., sous forme de gaz de distillation, de coke de pétrole ou de diesel^[37]), ainsi que d’électricité. Les attentes en matière de demande d’énergie dépendent des perspectives de production pour les sables bitumineux, lesquelles sont traitées plus en profondeur dans la section sur le pétrole. En outre, la présente section renferme des renseignements portant sur les exigences énergétiques de l’industrie des sables bitumineux.

[37] Aux fins du présent rapport, le diesel consommé est inclus dans le transport à l’égard des véhicules de chantier.

En 2015, l’Alberta compte pour 44 % de la demande industrielle d’énergie au Canada, et 86 % de cette demande est celle de l’industrie pétrolière et gazière. La demande de l’Ontario représente, au deuxième rang, une tranche de 24 % par rapport à celle de l’ensemble du pays tandis que la part du Québec suit à 15 %. Les quotes-parts provinciales varient grandement selon les types d’industries et leur intensité énergétique, ainsi qu’en fonction de la disponibilité des combustibles.

Demande d’énergie dans le secteur des transports

La demande d’énergie dans le secteur des transports au Canada progresse de 1,6 % par année pendant la période de 2004 à 2015 (figure 3.8). Il s’agit d’un pourcentage légèrement inférieur au taux historique de 1,9 %, ce qui indique que les incidences de l’accroissement de l’efficacité énergétique tempèrent celles de la hausse du revenu disponible des particuliers et de la croissance du PIB. Ce secteur est régi par les conditions macroéconomiques, les prix de l’énergie et les normes gouvernementales.

Le secteur des transports se divise en six sous-secteurs : sur route – personnes ou fret, chantiers, rail, air et mer (figure 3.9). Le plus important de ces sous-secteurs est celui du transport des personnes sur route, dont le combustible de prédilection est l’essence. L’éthanol et les autres combustibles de transport ne comptent que pour une très faible proportion de la demande de transport des personnes dans ce secteur. La part de l’éthanol, qui était presque nulle, atteint 1 % en 2015 compte tenu des politiques prévues en la matière en Ontario et en Saskatchewan^[38]. Des prix de l’énergie modérés dans le scénario de référence, alliés à une forte croissance du revenu disponible des particuliers, mènent à une hausse importante de la demande d’essence et du transport de personnes sur route.

[38] 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 3.8

Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le combustible – Scénario de référence

Figure 3.9

Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le mode – Scénario de référence

Le transport de fret sur route et les véhicules de chantier consomment principalement du diesel. La forte croissance industrielle est à l’origine d’un accroissement des volumes de transport de fret sur route, ce qui fait qu’il y a hausse de la consommation de diesel. Par véhicules de chantier il faut entendre ceux qui roulent principalement hors des voies asphaltées ou publiques, notamment ceux utilisés dans les secteurs de l’agriculture, de la construction et de l’exploitation minière. La quote-part de ce sous-secteur demeure élevée en raison de la croissance prévue pour ce qui est des sables bitumineux, des activités agricoles et des travaux de construction.

En 2004, le transport aérien, ferroviaire ou maritime représentait plus ou moins 14 % de la demande d’énergie totale du secteur. Aucun de ces pourcentages ne devrait varier grandement pendant la période à l’étude dans le scénario de référence.

Approvisionnement en pétrole

Pétrole brut et équivalents

Ressources en pétrole brut et en bitume

Les ressources en pétrole brut et en bitume au Canada demeurent constantes dans le scénario de référence et les trois scénarios prospectifs. Les estimations actuelles des réserves pétrolières restantes établies pour le Canada sont de 28,2 Gm³ (178 milliards de barils), dont 27,5 Gm³ (173 milliards de barils) pour les gisements de sables bitumineux de l’Alberta et 483 Gm³ (3,0 milliards de barils) pour les réserves de pétrole classique dans le BSOC. Aux taux actuels de production au pays, ces données représentent des approvisionnements de 181 ans. Les ressources dans l’Est du Canada et les régions pionnières sont estimées à 211 Mm³ (1,3 milliard de barils)^[39].

[39] D’autres détails sur les ressources pétrolières du Canada sont présentés à l’annexe 3.

Production totale de pétrole au Canada

Dans le scénario de référence, les prix du pétrole demeurent suffisamment porteurs et l’offre de sables bitumineux prend toujours plus d’ampleur. Le recul du pétrole classique dans le BSOC est largement compensé par la hausse de la production tirée des sables bitumineux et celle sur la côte Est. La part de la côte Est tient compte du raccordement de plusieurs gisements satellites ainsi que d’une nouvelle découverte de 80 Mm³ (500 Mb). En 2015, les niveaux de production du scénario de référence auront augmenté de 61 % par rapport à ceux de 2005, atteignant 642 000 m³/j (4,05 Mb/j), ce qui, aujourd’hui, placerait le Canada au quatrième rang des producteurs à l’échelle internationale (figure 3.10).

Figure 3.10

Production totale de pétrole au Canada – Scénario de référence

Pétrole brut classique - BSOC

Les projections du scénario de référence sont fondées sur des extrapolations des tendances historiques de diminution, en tenant compte des réserves restantes, des possibilités de nouvelles découvertes et de la RAH, ainsi que des tendances relatives aux taux de production initiaux des nouveaux puits.

Le rapport élevé entre les prix du pétrole et ceux du gaz a entraîné un déplacement à la faveur des forages visant du pétrole. Par ailleurs, le récent succès d’exploitation des gisements de pétrole de Bakken du bassin Williston, dans le sud-est de la Saskatchewan et le sud-ouest du Manitoba, a permis de produire davantage de pétrole brut léger. Cette situation freinera quelque peu la diminution de la production dans le BSOC qui dure depuis plusieurs années, après quoi il est prévu que les tendances historiques reprendront le dessus compte tenu du degré de maturité du bassin d’approvisionnement et compte tenu aussi des réserves restantes.

Parce que le BSOC est un bassin d’approvisionnement mature, les travaux d’exploration effectués mènent à la découverte de gisements d’une amplitude toujours moindre, mais les forages de mise en valeur et la RAH, principalement l’injection d’eau, comptent pour une plus large part des ajouts aux réserves.

À la suite du succès remporté par la RAH au moyen de l’injection de dioxyde de carbone (CO₂) dans les gisements de Weyburn et de Midale, en Saskatchewan, il est prévu que cette méthode gagnera en popularité pour les gisements matures de pétrole partout dans le BSOC.

Figure 3.11

Production de pétrole classique dans le BSOC – Scénario de référence

Selon le scénario de référence, la production de pétrole brut classique et ses équivalents dans le BSOC recommencera à décliner vers 2009-2010, tant pour le pétrole classique lourd que léger, et en 2015, les niveaux de production seront de 52 000 m³/j (328 kb/j) pour le pétrole brut léger classique, et de 63 300 m³/j (399 kb/j) pour le pétrole brut lourd classique (figure 3.11). En 2015, la production de pétrole brut classique du BSOC aura régressé de quelque 30 % comparativement aux niveaux de 2005. Le condensat est principalement dérivé du gaz naturel, de sorte que les projections associées à sa production vont dans le sens de celles pour le gaz naturel. Dans le scénario de référence, les niveaux de production de condensat s’établissent à 22 300 m³/j (140 kb/j) en 2015.

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.

Figure 3.12

Production de brut léger dans l’Est du Canada – Scénario de référence

Après Hibernia et Terra Nova, en 2005, White Rose a été le troisième gisement extracôtier de Terre-Neuve-et-Labrador à entrer en production. Il est prévu que les niveaux de cette production totaliseront 66 000 m³/j (416 kb/j) en 2007 avec l’expansion de White Rose et le retour de Terra Nova à pleine capacité après des travaux de maintenance en 2006 (figure 3.12). Le gisement de Hebron entre en production en 2013. Les apports de gisements satellites de moindre envergure dans le bassin Jeanne-d’Arc sont en outre inclus à compter de 2010^[40].

[40] Les estimations présentées ici rendent compte de l’état d’esprit qui prévaut au moment de l’analyse. Certaines sont de nature spéculative et pourraient devoir être révisées au fil de l’obtention de nouvelles données. Il sera tenu compte de telles révisions dans les analyses futures de l’Office.

Il est également 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 production du gisement en 2015 pousse les niveaux de production à 75 000 m³/j (473 kb/j).

Offre de sables bitumineux

Les projections pour la production tirée des sables bitumineux dans le scénario de référence sont fondées en grande partie sur l’Évaluation du marché de l’énergie (ÉMÉ) de juin 2006 de l’ONÉ intitulée Les sables bitumineux du Canada : Perspectives et défis jusqu’en 2015 – Mise à jour.

Les prix de l’énergie avancés dans le scénario de référence sont à l’origine de flux de trésorerie suffisants pour que les exploitants dans la région des sables bitumineux cherchent activement à rehausser les niveaux de production. L’offre de bitume découle tant de l’extraction à ciel ouvert que de la séparation in situ. Pour la majeure partie, les approvisionnements in situ sont le fruit des processus thermiques de drainage par gravité au moyen de la vapeur (DGMV) et de stimulation cyclique par la vapeur (SCV). L’apport des processus d’injection d’air par la méthode THAI^TM et d’injection de vapeur de solvants (VAPEX) devrait augmenter avec le temps. Il est supposé que les niveaux de « production à froid » ou de sources primaires augmenteront à un taux annuel de 1 % pendant la période de projection.

Figure 3.13

Production tirée des sables bitumineux au Canada – Scénario de référence

L’offre de bitume valorisé comprend le bitume produit par extraction à ciel ouvert, par séparation in situ et à partir de sources primaires. Cet approvisionnement valorisé regroupe les envois à des usines qui se consacrent exclusivement à la valorisation (sur place) et à d’autres qui sont autonomes (dans le couloir de raffinage d’Edmonton). Les niveaux de bitume valorisé passent progressivement à 290 000 m³/j (1,82 million b/j) d’ici 2015 et ils représentent alors 65 % de l’offre totale de bitume (figure 3.13). L’offre de bitume « non valorisé » régresse en raison de l’entrée en service d’une capacité de valorisation toujours plus grande. Dans le scénario de référence, les niveaux de bitume non valorisé atteignent 154 000 m³/j (970 kb/j) en 2015.

L’industrie des sables bitumineux consomme beaucoup de gaz naturel et des travaux de recherche ont été menés afin de réduire sa dépendance à l’égard de ce combustible. Depuis dix ans, l’efficacité énergétique de l’exploitation des sables bitumineux s’est améliorée à raison de 1 % par année. Dans le scénario de référence, ce taux d’amélioration est maintenu jusqu’en 2015. Par ailleurs, l’adoption de combustibles de remplacement, dans le cadre de certains nouveaux projets, est envisagée. La gazéification du bitume répondra à la plus grande partie des besoins en combustible et en charge d’alimentation pour le projet de DGMV avec usine de valorisation d’OPTI/Nexen à Long Lake, devant entrer en exploitation en 2007. L’hypothèse avancée est que la gazéification du bitume gagnera graduellement en importance, tant pour les activités de séparation in situ que pour celles de valorisation. En outre, les technologies THAI^TM et de RASM commenceront à jouer un rôle pendant la période 2010-2012. Dans le scénario de référence, l’intensité du gaz naturel acheté, de 0,67 kpi³/j qu’elle était en 2005, s’établit à 0,59 kpi³/j en 2015. Au total, le gaz naturel devant être acheté, exception faite du gaz visant à répondre aux besoins d’électricité sur place, passe de 18,4 Mm³/j (0,65 Gpi³/j) en 2005, à 51,0 Mm³/j (1,8 Gpi³/j) en 2015.

Bilans de l’offre et de la demande

Les besoins des raffineries canadiennes en charge d’alimentation sous forme de pétrole brut sont fonction de la demande projetée et des niveaux hypothétiques d’exportations et d’importations de produits pétroliers. La demande intérieure totale de produits pétroliers était de 290 900 m³/j (1,83 million b/j) en 2005. En 2015, elle atteint 392 400 m³/j (2,47 Mb/j).

Au pays, les raffineries sont réparties entre quatre grandes régions : l’Ouest canadien, l’Ontario, le Québec et le Canada atlantique. Au Canada, la capacité de transformation de réserve est très faible. De deux des trois raffineries du Canada atlantique sortent des produits pétroliers principalement destinés au marché d’exportation. À l’exception de la raffinerie de Shell Canada à Scotford, en Alberta, les raffineries canadiennes ont pour la plupart plus de 30 ans. Le scénario de référence suppose que presque toutes les sociétés se concentreront sur une optimisation de la production et de la circulation des produits aux raffineries existantes plutôt que d’investir dans de nouvelles raffineries.

Les raffineries du Québec et du Canada atlantique n’ont pas accès au pétrole brut de l’Ouest canadien et c’est au moyen d’importations qu’elles répondent à la plus grande partie de leurs besoins en charge d’alimentation. La production extracôtière de l’Est du Canada peut atteindre le Québec et même l’Ontario, cependant, les degrés de qualité du brut et de stabilité des approvisionnements, sans oublier les facteurs économiques propres aux importations, feront qu’il sera difficile de remplacer de forts volumes importés dans ces marchés.

Pétrole brut léger^[41] - Bilan de l’offre et de la demande

Les exportations de pétrole brut léger grimpent en flèche pour passer de 110 200 m³/j (694 kb/j) en 2005 à 258 300 m³/j (1,63 million b/j) en 2015 (figure 3.14). Pour la plupart, les raffineries de l’Ouest canadien accueilleront des volumes plus grands de pétrole brut synthétique qui pourraient éventuellement prendre la place de 11 700 m³/j (74 kb/j) de pétrole brut léger classique, lequel pourrait alors être exporté.

[41] Par souci de correspondance avec les données de Statistique Canada (StatCan), par « pétrole brut léger » il faut entendre l’ensemble du pétrole brut titrant à au moins 26 API et par « pétrole brut lourd » tout le brut titrant à moins de 26 API. Le présent rapport reclasse les statistiques d’exportation actuellement disponibles sur le site Web de l’ONÉ, lesquelles réunissent pétrole brut moyen (entre 25 API et 30 API) et pétrole brut lourd.

Figure 3.14

Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger – Scénario de référence

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

Les exportations de pétrole brut lourd passent de 149 200 m³/j (940 kb/j) en 2005 à 178 900 m³/j (1,13 million b/j) en 2015, mais la progression n’est pas constante pendant la période à l’étude (figure 3.15). Certaines raffineries de l’Ouest canadien pourraient également être en mesure de transformer directement du bitume, ce qui se traduirait par un accroissement de la demande intérieure de pétrole brut lourd.

Figure 3.15

Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd – Scénario de référence

Approvisionnement en gaz naturel

Ressources disponibles de gaz naturel au Canada

Compte tenu des prix envisagés dans le scénario de référence, la partie restante des ressources disponibles de gaz naturel commercialisable au Canada est estimée à 12 011 Gm³ (424 Tpi³). Le gaz classique de l’Ouest canadien représente presque un tiers de la partie restante des ressources disponibles et il est prévu que de là proviendra une tranche équivalant plus ou moins à 80 % de la production projetée de gaz naturel au Canada jusqu’en 2015.

En outre, l’Ouest canadien renferme d’importantes ressources de gaz naturel non classique, dont du MH, du gaz de réservoir étanche et du gaz de schiste. Ces ressources atteignent 1 841 Gm³ (65 Tpi³) ou 15 % de la partie restante estimative des ressources de gaz naturel.

Les autres ressources de gaz naturel sont regroupées sous le nom d’offre pionnière. Il est estimé que les régions pionnières contiennent 6 374 Gm³ (225 Tpi³) de gaz naturel commercialisable ou 53 % de la partie restante des ressources de gaz naturel commercialisable du Canada, dont seulement une faible quantité sera probablement accessible à l’intérieur de la période à l’étude du scénario de référence^[42].

[42] Une répartition détaillée de la partie restante des ressources de gaz naturel commercialisable du Canada est présentée à l’annexe 4.

Figure 3.16

Perspectives de production de gaz naturel – Scénario de référence

Production et importations de GNL

Les données estimatives avancées dans le scénario de référence pour ce qui est de la production de gaz naturel commercialisable au Canada et des importations de GNL sont présentées à la figure 3.16. Le scénario de référence prévoit que l’Ouest canadien demeurera la principale source de production gazière. Après avoir perdu de la vitesse entre 2006 et 2008, les travaux de forage de puits de gaz naturel dans l’Ouest canadien remontent jusqu’autour de 18 000 par année entre 2009 et 2015. Ces travaux ont ralenti au cours du deuxième trimestre de 2006 et en 2007 en raison du rétrécissement des marges attribuable à l’escalade des coûts de forage et au fléchissement des prix du gaz. Une reprise graduelle est prévue à partir de 2008, avec le recul des coûts de forage découlant d’une utilisation moindre (auquel facteur il faut ajouter la croissance du parc d’appareils de forage) et d’un raffermissement des prix du gaz naturel.

En dépit de cette reprise des activités de forage intenses, le maintien de la tendance à la baisse pour ce qui est de la productivité des nouveaux puits mène à une diminution graduelle de la production pendant la période, tel qu’il est illustré à la figure 3.16. La production de MH dans l’Ouest canadien augmente de façon continue pour atteindre 38 Mm³/j (1,4 Gpi³/j) en 2015.

L’apport de la production de gaz naturel classique dans l’Est du Canada se situe en moyenne à 12,2 Mm³/j (0,43 Gpi³/j) pendant la période du scénario de référence et comprend la production de MH ainsi que celle du projet autour de l’île de Sable, en Nouvelle-Écosse, de même que du gisement McCully, sur la terre ferme, au Nouveau-Brunswick. Est aussi incluse la production extracôtière du projet de Deep Panuke, lequel doit entrer en exploitation en 2010 sous réserve de l’obtention des approbations réglementaires requises et de la prise d’une décision commerciale d’aller de l’avant. D’importants volumes de gaz découvert sont associés à des projets pétroliers extracôtiers sur les Grands bancs de Terre-Neuve, mais il est prévu que le gaz servira à maintenir la pression dans les gisements ou autrement sera stocké dans des réservoirs jusqu’à ce que la production de pétrole ralentisse, ce qui mène au-delà de la période visée par le scénario de référence.

Hypothétiquement, d’ici 2015, trois terminaux d’importation de GNL seront en exploitation, avec des volumes annuels moyens de 39,7 Mm³/j (1,4 Gpi³/j). À l’heure actuelle, une de ces installations, pipelines de raccordement inclus, a obtenu les approbations voulues et a été mise en chantier avec de premières livraisons prévues pour le début de 2008.

Bilan de l’offre et de la demande

Dans le scénario de référence, la demande de gaz naturel croît de manière constante sous la poussée de l’utilisation du gaz dans le contexte d’une exploitation plus intensive des sables bitumineux et d’une plus grande consommation en vue de la production d’électricité. Alors que la production commence par décliner, puis qu’elle se maintient à un niveau relativement stable pendant la plus grande partie de la période visée, la demande croissante de gaz précarise l’équilibre avec l’offre (figure 3.17). Même s’il est probable que les exportations et les importations de gaz naturel entre le Canada et les É.-U. varieront d’une année à l’autre ainsi que selon les régions en fonction des conditions relatives du marché, une réduction graduelle de la capacité nette d’exportation découle des projections du scénario de référence à l’égard de la production et de la demande canadiennes.

Bien que ne faisant pas partie de l’analyse effectuée pour le présent rapport, il est probable que toute réduction des exportations nettes de gaz canadien pendant la période visée sera compensée par une hausse des importations de GNL aux É.-U. et par l’accroissement de la production américaine de gaz non classique. Par conséquent, les conditions de relatif équilibre entre l’offre et la demande devraient se maintenir sur les marchés gaziers nord-américains pendant la période du scénario de référence, avec un prix moyen du gaz qui devrait continuer de se situer à 6,65 $US/GJ (7,00 $US/MBTU).

Figure 3.17

Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – Scénario de référence

Liquides de gaz naturel

Offre et consommation

Les perspectives de l’offre de liquides de gaz naturel dérivent principalement de celles pour la production du gaz^[43]. Toutefois, les approvisionnements en propane et en butane proviennent en partie du raffinage de pétrole. Par conséquent, au fil des augmentations de la production de pétrole et des diminutions de celle de gaz prévues dans tous les scénarios, la part de LGN tirés du pétrole croîtra.

[43] Les liquides associés au GNL devraient normalement demeurer à l’intérieur du flux de gaz naturel, de sorte qu’ils ne contribuent en rien à l’offre de LGN au Canada, quel que soit le scénario.

Quel que soit le scénario, il est supposé que l’extraction des LGN est rentable à long terme compte tenu des prix posés en hypothèse. En outre, les volumes de LGN s’accroissent du fait de l’extraction de liquides à partir du gaz du delta du Mackenzie (sous réserve de l’obtention des approbations réglementaires requises et d’une décision comerciale donnant le feu vert), des dégagements gazeux des sables bitumineux, et d’une progression accélérée des coupes lourdes aux usines de chevauchement en Alberta. L’accroissement des volumes à partir de ces deux derniers éléments est en partie attribuable à la politique favorisant une extraction supplémentaire d’éthane (IEEP) adoptée en 2006 par le gouvernement albertain.

Dans le scénario de référence, tout au long de la période visée, il existe un surplus de propane et de butane pour exportation. L’équilibre entre l’offre et la demande de butane se précarise vers le milieu de la période à l’étude, mais il est prévu que la demande de butane à titre d’agent de dilution du bitume disparaîtra vers 2015. L’entrée en service d’une ou deux des canalisations d’importation de condensat proposées à l’heure actuelle pourrait éliminer la demande de butane comme diluant^[44].

[44] D’autres détails sur l’offre, la demande et le potentiel d’exportation de propane et de butane sont présentés à l’annexe 3.

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

L’équilibre entre l’offre et la demande d’éthane devrait être précaire en début de période, avec la régression des approvisionnements compte tenu de la diminution de la production de gaz naturel classique dans le BSOC et de la faible quantité supplémentaire disponible à partir des dégagements gazeux des sables bitumineux ou encore en raison de l’agrandissement des installations d’extraction (figure 3.18). Il est probable que cette précarité sera moindre en 2010, alors que de nouvelles installations d’extraction du propane et que les dégagements gazeux des sables bitumineux ajouteront quelque 5 800 m³/j (36 kb/j) à la quantité d’éthane produit, puis encore 6 600 m³/j (42 kb/j) en 2015. Par conséquent, il y aura un faible excédent à des fins d’exportation pendant la période de 2010 à 2015.

Figure 3.18

Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien – Scénario de référence

Les perspectives de l’offre d’éthane n’incluent pas, quel que soit le scénario, les ressources de la côte Est ou de la zone extracôtière de la Colombie-Britannique, ni celles de l’archipel de l’Arctique. Par ailleurs, l’éthane présent dans les provinces de l’Atlantique ne permettrait pas d’y soutenir une industrie pétrochimique. Conséquemment, à ces endroits, dans les quatre scénarios, l’éthane est laissé dans les flux de gaz naturel.

De l’éthane extrait en 2005, environ 94 % a été consommé par le secteur pétrochimique en Alberta sous forme de charge d’alimentation afin de produire de l’éthylène, le reste ayant été utilisé dans des projets d’injection de fluides miscibles pour la RAH ou expédié dans d’autres provinces. Il semble que la demande d’éthane croîtra lentement puisque le marché de l’éthylène en Amérique du Nord est considéré comme saturé. Ainsi, aucune nouvelle usine d’éthylène ne devrait être construite pendant la période visée par l’un ou l’autre des scénarios. Du propane est actuellement utilisé en guise de complément aux approvisionnements d’éthane aux installations pétrochimiques, une situation qui ne devrait pas changer pendant la période à l’étude.

Approvisionnement en électricité

Capacité et production

La capacité de production augmente de 18 % entre 2005 et 2015 (figure 3.19). De tels ajouts à la capacité sont requis afin de répondre aux exigences de la charge prévue pendant les périodes de pointe, tout en conservant des marges de réserve appropriées à des fins de fiabilité. La production croît en moyenne de 2 % par année pendant la période visée, à partir de sources classiques ou non. Les investissements requis sont étudiés en fonction d’une approche par portefeuille, ce qui permet de tenir compte, au-delà des coûts, de divers facteurs comme les effets environnementaux, la volatilité des prix des combustibles et la continuité des approvisionnements. Cette démarche permettra d’investir dans des projets de tous les types, notamment dans des centrales classiques telles que les grandes centrales hydroélectriques, les centrales nucléaires, les centrales alimentées au gaz naturel, au charbon ou au pétrole, ainsi que dans des technologies émergentes comme l’éolien, la biomasse, l’énergie solaire ou marémotrice et les petites centrales hydroélectriques.

Centrales hydroélectriques

Les centrales hydroélectriques continueront de constituer la principale source d’électricité pendant la période visée par le scénario de référence, leur part de la production canadienne d’électricité passant alors de 60 % à 65 % (figure 3.20). La capacité hydroélectrique, exception faite des petites centrales, devrait atteindre 79 300 MW d’ici 2015, pour une augmentation d’environ 7 600 MW comparativement à 2005.

Figure 3.19

Capacité de production au Canada - Scénario de référence

Figure 3.20

Production au Canada - Scénario de référence

Des travaux d’aménagement d’envergure dans le cadre de nouveaux projets sont prévus au Québec, au Manitoba, en Colombie-Britannique et à Terre-Neuve-et-Labrador, alors que de plus petits projets sont envisagés en Alberta et en Ontario. Le scénario de référence avance que les installations de 2 260 MW sur le cours inférieur du fleuve Churchill à Terre-Neuve et le projet de Wuskwatim de 200 MW au Manitoba seront construits, et que les projets hydroélectriques annoncés, dont l’agrandissement d’installations existantes au Québec (3 194 MW) et en Colombie-Britannique (1 389 MW), seront aussi réalisés.

Nombre de ces projets sont éloignés des consommateurs et nécessiteront des investissements majeurs en vue du transport de l’électricité produite.

Centrales nucléaires

Au cours de la période du scénario de référence, la capacité nucléaire totale augmente de 2 650 MW (20 %). Le nucléaire prend de l’expansion en Ontario, avec la remise en service de deux réacteurs de 825 MW à Bruce A en 2009 et 2010, puis avec la construction d’un réacteur CANDU avancé (RCA) de 1 000 MW en 2015 afin de remplacer des centrales au charbon mises au rancart. Il est supposé que les centrales de Point Lepreau, au Nouveau-Brunswick, et de Gentilly-2, au Québec, seront remises à neuf.

Centrales alimentées au gaz naturel

Les investissements dans des centrales alimentées au gaz naturel devraient augmenter, malgré la hausse du niveau relatif des prix du gaz naturel et leur volatilité. Les ajouts suivants sont prévus pendant la période visée par le scénario de référence : 5 000 MW de production par cycle combiné et 3 000 MW à partir d’installations de cogénération/turbines à combustion. Par ailleurs, une diminution de 1 400 MW est attendue à l’égard de la production au moyen de turbines à vapeur. De tels investissements montrent bien que le gaz naturel continuera d’être une carte maîtresse lorsqu’il s’agit de répondre à la demande croissante d’électricité. La production annuelle des centrales alimentées au gaz naturel devrait passer de 39 000 GWh à 69 000 GWh pendant la période à l’étude, portant ainsi sa quote-part de la production totale de 7 % à 11 %.

À court terme, des investissements dans la production par cycle combiné sont envisagés en Ontario, en Colombie-Britannique, en Saskatchewan et à Terre-Neuve-et-Labrador. L’Ontario comptera sur des installations par cycle combiné alimentées au gaz pour l’aider à répondre à la demande après la mise hors service de centrales au charbon. En Colombie-Britannique, il appert que la production au moyen des turbines à vapeur de Burrard sera transformée en des installations par cycle combiné ou remplacée par de telles installations. À Terre-Neuve, de nouvelles installations de production par cycle combiné alimentées au pétrole d’une capacité de 360 MW remplaceront, en 2012, les turbines à vapeur actuelles fonctionnant au pétrole.

En général, la production d’électricité au moyen de turbines à vapeur alimentées au gaz naturel diminue alors que des installations plus efficaces par cycle combiné remplacent les anciennes centrales, sauf en Ontario où certaines centrales au charbon passent au gaz naturel.

De l’électricité produite au moyen de turbines à combustion sera ajoutée dans les Territoires du Nord-Ouest à compter de 2015 dans le cadre du projet pipelinier de la vallée du Mackenzie.

En outre, la cogénération est incluse dans la production totale des turbines à combustion. Des centrales de cogénération seront ajoutées en Alberta, en Ontario et au Québec. Il est à remarquer que des installations de cogénération d’une capacité de 1 500 MW, alimentées au gaz naturel et au bitume, sont aménagées en Alberta dans le contexte du nombre croissant de projets de sables bitumineux et d’extraction de bitume in situ. Au Québec, Bécancour est la seule centrale au gaz ajoutée.

Centrales alimentées au charbon

La capacité totale de production des centrales au charbon devrait, selon le scénario de référence, diminuer de 36 % ou 6 300 MW. Par conséquent, la quote-part du charbon dans le contexte de la production totale passera de 14 % en 2005 à 8 % en 2015. La production en tant que telle des centrales alimentées au charbon diminuera de 27 %. C’est en Ontario que les changements à ce chapitre seront les plus visibles alors que la production d’électricité à partir du charbon régressera de 87 % ou 6 600 MW. Pendant la période du scénario de référence, de nouvelles centrales classiques au charbon seront construites en Alberta et en Nouvelle-Écosse.

Au moment de la rédaction du rapport, SaskPower (société d’État et principal fournisseur d’électricité en Saskatchewan) travaillait à un projet novateur d’épuration du charbon qui devrait mener à la construction d’une centrale de 300 MW permettant de capturer jusqu’à 90 % des émissions de CO₂. La présente analyse suppose que cette centrale entrera en service en 2012. L’expérience ainsi acquise permettra de greffer des systèmes de CCS aux centrales au charbon construites après 2018, même si, pour des raisons d’ordre économique, cette technologie n’est employée à grande échelle que dans le scénario prospectif Triple-E.

Centrales alimentées au pétrole

Les centrales alimentées au pétrole produisent de l’électricité pendant les périodes de pointe de la demande ou encore dans des régions où il n’existe pas d’autres installations de production alimentées au moyen de combustibles fossiles, comme au Yukon, au Nunavut et dans les Territoires du Nord-Ouest. Le scénario de référence montre que la quote-part de la production des centrales au pétrole diminue alors que des installations de production par cycle combiné alimentées au gaz naturel en remplacent d’anciennes dotées de turbines à vapeur.

Technologies émergentes

L’expression « technologies émergentes » désigne toutes les sources de production de remplacement, c’est-à-dire autres que classiques (charbon, hydroélectricité avec stockage, gaz naturel, pétrole ou nucléaire). La quote-part de la production non classique en place demeure faible comparativement aux sources classiques, davantage centralisées, mais des changements en profondeur sont prévus. L’éolien connaît une croissance exceptionnelle avec une capacité totale projetée passant de 495 MW en 2005 à 11 400 MW d’ici 2015. Pendant la période étudiée, c’est principalement au Québec (4 365 MW), en Ontario (2 852 MW) et en Alberta (1 140 MW) que l’éolien progresse. La production éolienne augmente tout aussi rapidement et passe de 945 GWh en 2005 à 29 605 GWh en 2015.

D’autres technologies de production d’électricité, comme la biomasse, les gaz d’enfouissement, la récupération de chaleur ainsi que l’énergie solaire et marémotrice, connaissent une croissance de 50 % pour atteindre 812 MW. C’est surtout la biomasse qui contribue à cette production.

Exportations, importations et transferts interprovinciaux

Comparativement à celles de 2006, les exportations canadiennes nettes augmentent de 32 % et atteignent 37 600 GWh en 2015, en grande partie en raison de l’entrée en service du projet d’aménagement hydroélectrique sur le cours inférieur du fleuve Churchill au Labrador (figure 3.21). Cette situation mène en outre à une hausse des transferts interprovinciaux puisque l’électricité ainsi produite doit transiter par le Québec avant de pouvoir être exportée.

Figure 3.21

Transferts interprovinciaux et exportations nettes – Scénario de référence

Charbon

Ressources et réserves canadiennes

Les ressources houillères comprennent les dépôts présents dans des veines de charbon, en tenant compte de paramètres précis quant à leur épaisseur, de la possibilité d’exploitation sur le plan technique, et du degré d’utilisation probable par la suite. C’est dans l’Ouest canadien que se trouvent 98 % des ressources charbonnières au pays, dont plus de la moitié sous forme de gisements subbitumineux en Alberta (45 %) et de lignite en Saskatchewan (14 %). Pour la tranche restante d’environ 41 %, les réserves de charbon dans l’Ouest prennent la forme de ressources bitumineuses et d’anthracite.

Offre et demande

La demande mondiale pour le charbon sous toutes ses formes semble avoir commencé à ralentir en 2005. Toutefois, celle de charbon thermique continue d’être robuste, surtout dans les pays en développement qui s’en servent pour produire de la chaleur et de l’électricité. La demande intérieure estimative de charbon au Canada en 2005 semble être légèrement supérieure à la moyenne des dix années précédentes. Cette même année, la production d’électricité au Canada a mené à la consommation d’environ 51 Mt de charbon, soit 34 Mt produites au pays et 17 Mt importées. Les aciéries, cimenteries et autres industries canadiennes ont consommé autour de 4 Mt de charbon. Le Canada a produit quelque 68 Mt de charbon en 2005, ce qui est légèrement plus que la production moyenne de 62 Mt des dix années précédentes. Il en a exporté 28,2 Mt, un recul par rapport aux 34 Mt du milieu des années 1990.

Tant au pays qu’à l’étranger, il ne semble pas exister d’importantes contraintes au niveau des ressources pour la production de charbon. La production projetée de charbon au Canada devrait diminuer d’environ 4 % d’ici 2015. Cette régression est principalement le résultat d’une demande moindre au pays en vue de la production d’électricité, secteur qui compte pour 80 % de la consommation intérieure en 2015. La production de charbon métallurgique devrait augmenter de 13 % entre 2005 et 2015, alors qu’il est prévu que la consommation par les utilisateurs finals et les exportations nettes augmenteront respectivement de 16 % et de 59 %. Dans l’ensemble, la production canadienne diminue et s’établit à 60 Mt en 2015, tandis qu’elle était de 68 Mt en 2005. Elle est touchée par les choix effectués en matière de production d’électricité et par la concurrence faite au charbon canadien sur les marchés internationaux.

Entre 2005 et 2015, la réduction de la capacité de production des centrales au charbon en Ontario mène à une diminution de la demande intérieure, qui passe de 55 Mt à 39 Mt pendant cette période, alors que les exportations canadiennes nettes de charbon devraient augmenter de 65 %. Cet accroissement sera surtout attribuable aux exportations de charbon métallurgique utilisé dans les fonderies et les aciéries.

En 2005, le Canada a exporté du charbon d’une valeur approximative de 2 milliards de dollars dans 21 pays sur 5 continents. La demande mondiale de charbon thermique continue d’être robuste, surtout dans les pays en développement qui s’en servent pour produire de la chaleur et de l’électricité.

Émissions de gaz à effet de serre

De par leur gravité accrue ces dernières années, les préoccupations au sujet des changements climatiques ont mené les gouvernements à adopter des politiques visant la gestion des émissions. En outre, des travaux de recherche et développement sont en cours afin de produire du matériel plus efficace sur le plan énergétique et dans le but d’en arriver à d’autres solutions technologiques, comme la CCS, de manière à réduire les émissions de GES. Au Canada, bon nombre de ces programmes, politiques et technologies en sont encore à l’étape de l’élaboration; ils ne sont donc pas inclus dans le scénario de référence, ni en Maintien des tendances. Néanmoins, les profondes conséquences que ces programmes auront sur les futures tendances en matière d’offre et de demande d’énergie sont explorées dans le scénario Triple-E.

Les émissions de GES sont fonction de la croissance démographique et économique ainsi que des décisions prises à l’égard de la demande d’énergie. Dans le scénario de référence, la croissance démographique et économique mène à des hausses de la demande d’énergie. De plus, des combustibles grands producteurs de GES comme les produits pétroliers raffinés continuent de jouer un rôle dominant pour répondre aux besoins croissants d’énergie au Canada. Il résulte de cette situation un accroissement des émissions de GES. Les émissions totales de GES selon le scénario de référence croîssent à un rythme annuel de 1,5 % entre 2004 et 2015, ce qui se rapproche du taux de croissance historique de 1,7 % de 1990 à 2004. C’est le secteur industriel qui connaît le taux de croissance des émissions de GES le plus rapide (figure 3.22). En grande partie, cette croissance peut être attribuée à l’intensification des activités d’extraction et de valorisation des sables bitumineux. Le secteur de la production d’électricité connaît la croissance des émissions de GES la plus faible (il s’agit en fait d’une régression) en raison de la mise au rancart de centrales alimentées au charbon.

Figure 3.22

Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur - Scénario de référence

Figure 3.23

Intensité totale des GES au Canada – Scénario de référence

Quotes-parts et taux de croissance des gaz à effet de serre varient selon la province. Les trois principaux émetteurs de GES sont l’Alberta, l’Ontario et le Québec. En 1990, l’Alberta produisait 28 % des émissions de GES au Canada. Elle en produit 35 % en 2015. La part de l’Ontario recule et passe de 30 % en 1990 à 26 % en 2015, au même titre que celle du Québec, qui passe de 15 % à 13 % pendant cette même période.

Dans l’ensemble, les niveaux des émissions de GES au Canada augmentent selon le scénario de référence, mais leur intensité, mesurée en mégatonnes d’émissions de GES par unité de PIB, diminue (figure 3.23). Cela porte à croire que moins de GES sont émis pour la même quantité de biens et de services. Cette situation rend compte d’améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique et d’un passage à des combustibles moins grands producteurs de GES (p. ex., la mise au rancart des centrales au charbon en Ontario). Pendant la période visée par le scénario de référence, le degré d’intensité des GES diminue de 1,4 % par année, ce qui est un peu plus que le taux historique de 1,1 %. Cette diminution plus marquée est attribuable à l’élan donné par les technologies propres et les améliorations de l’efficacité.

Enjeux du scénario de référence et implications

• Malgré des prix de l’énergie plus élevés que pendant les années 1990, une robuste croissance de la demande est prévue. Cette situation est le résultat d’un fort rendement économique et de la hausse du revenu disponible des particuliers. En outre, tout changement important à la demande énergétique est limité par les dispositifs de consommation d’énergie qui sont en place.
• Au cours des dix années à venir, les Canadiens seront témoins de l’incidence de décisions prises en matière d’offre d’énergie ainsi que de réalités comme celles qui suivent.
  • Les travaux de mise en valeur des sables bitumineux prennent rapidement de l’ampleur. Il faudra modifier la configuration des raffineries afin de pouvoir transformer les mélanges de bitume et de pétrole brut synthétique produits à partir des sables bitumineux. Ces changements auront également des conséquences sur les infrastructures pipelinières.
  • Le Canada dispose encore d’importantes ressources gazières. Cependant, en raison des longs délais avant de pouvoir avoir accès aux ressources des régions pionnières, le pays continuera de s’en remettre en grande partie aux régions productrices de l’Ouest canadien.
  • Le charbon ne sera plus utilisé en Ontario et la capacité nucléaire sera en grande partie restaurée. Des technologies émergentes, en particulier l’éolien, commenceront à avoir une influence appréciable sur la composition de la production partout au Canada. En outre, des décisions seront prises à l’égard d’importants aménagements hydroélectriques à Terre-Neuve-et-Labrador, au Québec, au Manitoba et en Colombie-Britannique, ce qui signifiera des ajouts substantiels et sans précédent aux réseaux de transport.
• La modification du paysage énergétique pendant la période visée par le scénario de référence a des répercussions sur les consommateurs, les producteurs, les gouvernements et les organismes de réglementation. Tous les participants devront faire preuve de bonne volonté et d’égards en vue d’une mise en valeur efficace des ressources.
• Les risques et incertitudes clés dans le contexte des perspectives du scénario de référence comprennent ce qui suit.
  • Il est supposé qu’un autre 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, et qu’il entrera en production en 2015. Même si le potentiel de ces régions semble être considérable, la découverte d’un tel gisement et le moment où elle survient sont assez hypothétiques et dépendent en grande partie de la disponibilité d’appareils de forage appropriés.
  • Un pipeline d’accès au gaz du delta du Mackenzie devrait entrer en exploitation vers la fin de la période, mais un tel gazoduc est sous réserve de l’obtention des approbations réglementaires requises et de la prise d’une décision commerciale d’aller de l’avant.
  • Il est tenu compte des programmes énergétiques et environnementaux actuellement en place dans les projections de l’offre et de la demande d’énergie, notamment, en Alberta, de la loi intitulée Climate Change and Emissions Management Amendment Act entrée en vigueur le 1^er juillet 2007 et qui exige des grandes installations industrielles existantes de réduire de 12 % l’intensité de leurs émissions de GES. Cependant, les programmes ou plans annoncés pour l’élaboration de politiques, comme le plan du gouvernement fédéral visant l’adoption de cibles pour les émissions industrielles de GES d’ici 2010, ne sont pas inclus dans le scénario de référence^[45]. L’adoption de ces programmes pourrait avoir des implications sur le marché de l’énergie du Canada et sur les perspectives propres au scénario de référence.

    [45] Il est tenu compte de ces programmes dans le scénario prospectif Triple-E et ils seront intégrés aux futurs scénarios de référence au fur et à mesure que leurs détails seront rendus publics.

  • Les ajouts de production tiennent compte des plus récents renseignements disponibles au moment de l’analyse. En Saskatchewan, la décision de ne pas aller de l’avant avec le projet de charbon épuré forcera la province à se tourner vers une autre source de production supplémentaire, comme les centrales au gaz naturel. En Alberta, si le feu vert est donné au projet d’énergie nucléaire, cette énergie remplacera d’autres formes classiques de production au charbon dans la province, soit la cogénération au gaz naturel ou les centrales au charbon.

Date de modification :

2020-09-29