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Leadership avisé RBC Énergie

L’offensive chinoise : comment la crise du détroit d’Ormuz accélère la domination de la Chine dans les technologies propres

Catégorie : Énergie

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Le blocage du détroit d’Ormuz a mis en lumière deux points de vulnérabilité dans le contexte du conflit au Moyen-Orient : l’un lié aux combustibles fossiles, l’autre aux politiques occidentales de décarbonation. À bien des égards, c’est la Chine qui mène aujourd’hui la transition énergétique mondiale. Les plus récentes données commerciales mettent en évidence la position souvent sous-estimée de la Chine au sein des chaînes logistiques mondiales en énergie propre — une position qui s’est encore renforcée avec la crise du détroit d’Ormuz.

Une marée rouge au tableau des technologies propres. Principaux exportateurs de technologies d'énergie propre, par produit et part du marché mondial (2025).

La Chine est le principal exportateur de presque toutes les grandes technologies propres, souvent avec une avance considérable. Les chefs de file non chinois — l’Union européenne pour les tours et les éoliennes, et la Corée du Sud pour les composants de batteries — s’approvisionnent auprès de la Chine ou investissent à ses côtés. En Amérique du Nord, les considérations géopolitiques ont jusqu’à présent pris le pas sur les avantages que procurerait l’exploitation de l’avantage structurel de la Chine.

Le capital d’État alimente la puissance manufacturière chinoise dans les technologies propres. Coût moyen pondéré du capital.
Surcapacité mondiale dans les principales technologies propres. De nombreux segments des technologies propres font face à une offre excédentaire.

Les producteurs chinois bénéficient d’un coût du capital structurellement inférieur à celui de leurs concurrents grâce au soutien de l’État et à un accès privilégié au financement. Cette situation engendre et entretient souvent une surcapacité à une échelle que les marchés privés ne pourraient ni financer ni tolérer. Il en résulte une concurrence féroce sur le marché intérieur où seuls les acteurs les plus performants survivent, ce qui continue d’abaisser le seuil minimal des coûts de production. Lorsque la demande se redresse — si elle se redresse —, la Chine est la mieux placée pour accroître sa part de marché grâce à cette surcapacité. La Chine a, depuis, tenté de freiner cette concurrence au moyen d’ententes d’autodiscipline entre fabricants, mais ces efforts n’ont jusqu’à présent pas porté leurs fruits.

L’avantage concurrentiel inégalé de la Chine en matière de coûts. $ par kilowattheure

Les matériaux des cellules et les coûts de fabrication en Chine représentent moins de 50 $ US du coût livré de 84 $ US par kilowattheure (kWh) des cellules de batterie vendues aux États-Unis. Les droits de douane à l’importation ajoutent 27 $ US/kWh — soit davantage que l’ensemble des coûts de fabrication en Chine. Malgré cela, les exportateurs chinois dégagent une marge de 2,7 %.

À titre de comparaison, l’indice S&P des sociétés mondiales estime que le coût des cellules de batterie nord-américaines NCM811 (nickel-cobalt-manganèse) s’élève à environ 95 $ US/kWh, soit près de 90 % de plus que celui des cellules de batterie chinoises. Pour mettre ces chiffres en perspective, une Tesla Model Y Standard Range est équipée d’un bloc-batterie LFP (lithium-fer-phosphate) de 60 kWh. Au prix médian de 81 $ US/kWh pour les blocs-batteries LFP chinois, selon les données de BloombergNEF, une batterie de capacité comparable coûterait environ 4 900 $ US (6 500 $ CA), soit près de 13 % du prix affiché d’une Model Y au Canada.

Les technologies propres chinoises sont en voie de dominer les marchés à la croissance la plus rapide. Répartition des exportations chinoises de technologies propres selon le groupe de revenu du pays de destination.

Alors que l’Occident demeure souvent préoccupé par le coût élevé des technologies propres, environ 40 % des exportations chinoises de véhicules électriques et plus de 90 % de ses exportations de cellules solaires ont été destinées à des pays à revenu faible ou intermédiaire en 2025. La structure de coûts de la Chine a permis l’émergence d’une catégorie d’acheteurs de technologies propres que les producteurs occidentaux ne parviendront probablement jamais à rejoindre : les marchés à forte croissance, principalement situés en Asie, où l’adoption des énergies propres s’accélère rapidement.

À lui seul, le Pakistan a ajouté 18,3 GW de capacité solaire en 2025, soit l’équivalent de 75 % de l’ensemble de la capacité solaire et éolienne installée au Canada à ce jour, grâce principalement à des importations en provenance de la Chine. Le taux d’adoption des véhicules électriques au Vietnam et en Thaïlande — deux pays dont le PIB nominal par habitant est inférieur à 10 000 $ — dépasse respectivement 40 % et 20 % (comparativement à 11 % au Canada en 2025). Ni le Vietnam ni la Thaïlande n’offrent d’incitatifs fiscaux à l’achat de véhicules électriques.

La tendance à l’électrification s’accélère à un rythme soutenu alors que les flux énergétiques transitant par le détroit d’Ormuz se tarissent. Exportations chinoises de modules et de cellules solaires par région importatrice, en valeur. Exportations chinoises de batteries lithium-ion par région importatrice, en valeur.

Le conflit au Moyen-Orient, qui a perturbé le trafic dans le détroit d’Ormuz, a mis en lumière la tendance à l’électrification, alors que les pays importateurs de combustibles fossiles accélèrent leurs achats de technologies d’énergie propre.

Par conséquent, les exportations chinoises de batteries ont atteint près de 10 milliards de dollars américains pour le seul mois de mars 2026, l’Europe, l’Asie du Sud-Est et le Moyen-Orient absorbant l’essentiel des volumes. La demande américaine n’a représenté que 8 % des exportations de mars.

La transition énergétique s’opère selon les conditions dictées par la Chine. La Corée du Sud et l’Europe ont abordé cette réalité comme un enjeu d’approvisionnement et de partenariat plutôt que comme un choix binaire, et elles en ont tiré des avantages. L’Amérique du Nord doit, elle aussi, adopter des stratégies qui établissent un équilibre entre l’utilisation de contenu et d’intrants chinois et le développement d’une base industrielle nationale capable de rivaliser et de prendre de l’expansion afin de saisir les occasions offertes par la transition énergétique mondiale.

Shaz Merwat est responsable principal, Politique énergétique, Institut d’action climatique RBC

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La récente entente de principe d’équivalence sur le méthane entre le Canada et l’Alberta fixe un objectif de réduction de 75 % des émissions de méthane de pétrole et de gaz d’ici 2035, par rapport aux niveaux de 2014.1 Cela pourrait s’avérer déterminant pour les ambitions climatiques du pays : le méthane a environ 80 fois plus d’incidence sur le réchauffement que le CO₂, sur une période de 20 ans, et représente près d’un quart des émissions totales de gaz à effet de serre du secteur, ce qui en fait l’un des leviers les moins coûteux et les plus percutants pour les avancées liées au climat à court terme.

Pour les producteurs de pétrole et de gaz, la mesure et l’analyse du rendement des émissions de méthane offrent maintenant une plus grande souplesse sur le plan de la mise en œuvre, mais avec la vérification au premier plan.

Dans de nombreux cas, les entreprises du secteur du pétrole et du gaz sont déjà en place et comprennent plusieurs technologies clés de réduction des émissions de méthane, notamment : 

  • Unités de récupération de vapeur qui captent le gaz de réservoirs d’entreposage qui autrement serait libéré dans l’atmosphère ;

  • Systèmes pneumatiques à faible purge qui éliminent les émissions de méthane courantes provenant des instruments de contrôle des vannes et des pompes ;

  • Remplacements de joint d’étanchéité de compresseur pour prévenir les fuites des appareils sous pression ;

  • Leak detection and repair programs that use optical gas imaging and continuous monitors to find and tackle fugitive emissions.

Ensemble, ces technologies pourraient réduire les émissions de plus de trois millions de tonnes par année, soit l’équivalent d’environ 1 % des émissions annuelles en Alberta.2 La province a déployé ces technologies à grande échelle. Depuis 2019, l’Alberta a investi 172 millions de dollars dans la technologie de réduction du méthane, incluant l’installation de plus de 58 000 dispositifs à faible purge ou à purge nulle. Les résultats sont tangibles : les programmes financés par le gouvernement ont permis d’éviter le rejet d’environ 17 millions de tonnes d’émissions, selon le gouvernement de l’Alberta. Un programme de mise en œuvre de 25 millions de dollars a permis à 49 exploitants de déployer l’équipement dans plus de 650 sites, à des coûts d’élimination inférieurs à 50 dollars la tonne.3

Le secteur canadien de l’atténuation des émissions de méthane compte plus de 130 entreprises, et les mesures de conformité en vertu de l’application renforcée des règles sur le méthane devraient créer 34 000 emplois entre 2027 et 2040.

Cependant, tout progrès comporte des vents contraires. L’Alberta avait gelé le prix des crédits du fonds provincial « Technology Innovation and Emissions Reduction » (TIER) à 95 dollars la tonne en mai 2025, bien en deçà de la trajectoire fédérale de 170 dollars, invoquant les pressions tarifaires exercées par les États-Unis.4 Le protocole d’accord engage les deux gouvernements à respecter un prix minimum réel de 130 dollars la tonne ; cependant, quelques jours après sa signature, l’Alberta a effectué des modifications qui ont inondé le marché des crédits.

L’écart de mesure

Bien que l’accord soit prometteur, son succès dépend d’une vérification transparente, d’autant plus qu’une exploration aérienne pluriannuelle a révélé que les émissions de méthane de l’Ouest canadien s’avéraient presque deux fois les inventaires officiels.5 Le Canada en a tenu compte lorsqu’il a mis à niveau sa méthodologie, entraînant une augmentation de plus de 35 % des émissions fugitives déclarées.6 L’engagement de l’accord envers une évaluation indépendante par un tiers pourrait s’avérer son élément le plus important.

Comment le Canada se compare-t-il à ses pairs ?

Grâce à une interdiction qui remonte à 1971, la Norvège affiche la plus faible intensité de méthane au monde, mais son secteur pétrolier et gazier ne représente qu’une fraction de celui du Canada.7 Le rapport Global Methane Tracker 2025 de l’AIE situe l’intensité des émissions en amont du Canada à environ 0,40 kg de méthane/GJ, ce qui est inférieur à la moyenne mondiale de 0,55 kg de méthane/GJ, bien devant la Russie, l’Iran et le Turkménistan, mais plus élevé que la Norvège et l’Arabie saoudite.8

La réglementation de l’Union européenne (UE) sur le méthane, soit la première norme juridiquement contraignante au monde, exigera des importateurs qu’ils signalent l’intensité du méthane à partir de 2028 et atteignent les seuils d’intensité maximale d’ici 2030, liant rendement du méthane à faible émission et accès au marché, offrant ainsi un avantage potentiel aux producteurs pour concurrencer sur le plan de l’intensité du méthane.9

Les capitaux privés surveillent cette tendance. Un exemple récent est l’entreprise montréalaise GHGSat qui a levé 47 millions de dollars en septembre 2025, portant le financement total à 173 millions de dollars, avec l’appui des entités canadiennes Yaletown Partners, BDC Capital et Banque Nationale.10 La société GHGSat exploite désormais 16 satellites de détection du méthane et s’est associée à ExxonMobil et à Aramco.

Prochaines étapes

Plus tard cette année, une ébauche d’accord d’équivalence devrait faire l’objet d’une consultation publique de 60 jours. Les signaux laissent entrevoir un régime mondial de plus en plus strict pour les émissions de méthane : normes d’importation de l’UE d’ici 2030 ; recherche par le Japon et la Corée du Sud d’un approvisionnement en gaz à faible émission de carbone ; et l’Engagement mondial sur le méthane, approuvé par 159 pays.

Vivan Sorab est responsable principal, Technologie propre RBC, Leadership avisé RBC

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Ce que vous devez savoir sur la lutte de l’Occident pour briser le rôle dominant de la Chine dans le raffinage des éléments des terres rares – et les technologies qui pourraient briser l’emprise de Beijing

À présent que l’Occident a cédé le raffinage des minéraux critiques à la Chine, l’un des défis industriels de
la décennie est de reconstruire cette capacité d’une manière qui soit respectueuse de l’environnement,
économiquement viable, évolutive et en accord avec les cadres réglementaires occidentaux.

Pourquoi le raffinage est-il parti en Chine ?

La Chine contrôle 70 % du marché mondial du raffinage pour 19 des 20 minéraux les plus essentiels au monde, parmi lesquels les éléments des terres rares, dont plus de 90 % sont transformés dans le pays. Cette position dominante est l’effet combiné de trois forces structurelles qui se complètent entre elles au fil du temps.

Économie. En chine, le faible coût de la main-d’œuvre, les subventions en faveur de l’énergie et le soutien étatique à l’industrie ont engendré une structure de coûts avec laquelle les usines de traitement occidentales ne pouvaient pas rivaliser, compte tenu des prix des marchandises.

Environnement. Le raffinage conventionnel des terres rares repose sur une cuisson à l’acide sulfurique, plusieurs étapes de lixiviation et une extraction avec solvants, ce qui génère des déchets toxiques et des résidus radioactifs. Selon une analyse de Harvard, pour chaque tonne de terre rare produite, le raffinage conventionnel génère près de 2 000 tonnes de déchets toxiques. Les territoires occidentaux internalisent ces coûts sous la forme de systèmes de permis, de responsabilité environnementale et d’opposition des communautés.

Écosystème industriel. À mesure de l’expansion de sa capacité de raffinage, la Chine a attiré des talents en ingénierie et des producteurs en aval, tandis que la demande des utilisateurs finaux a augmenté – chaque facteur venant renforcer les autres. En revanche, le raffinage de l’Occident s’est replié pendant une quarantaine d’années, ce qui a mené les marchés financiers à cesser de financer les projets, les institutions à cesser de former les talents, et les producteurs en aval à se rabattre sur l’approvisionnement en Chine. La Chine est dans la situation inverse, puisqu’elle bénéficie de quatre décennies de connaissance du raffinage, d’expertise en ingénierie et de propriété intellectuelle qui font barrière au retour de l’occident dans cette industrie.

Enjeu environnemental et réponse technologique

Si l’Occident menait la reconstruction de sa capacité de raffinage sur la base du modèle chinois, il se heurterait aux mêmes obstacles qui ont causé la délocalisation de cette activité. De plus, la situation est aggravée par les contrôles d’exportation mis en place par la Chine en octobre 2025 à l’égard des équipements et technologies de raffinage. Une voie plus facile serait d’engager directement la responsabilité environnementale liée aux méthodes conventionnelles et, ce faisant, d’améliorer le rendement économique.

Les subventions et décisions d’approvisionnement donnent une indication des méthodes de raffinage ayant atteint les seuils élémentaires de viabilité. Depuis 2022, le département de la Guerre des États-Unis, le ministère de l’Énergie et le gouvernement du Canada ont investi des capitaux importants dans la transformation des minéraux critiques de nouvelle génération.

Déchets et résidus. De nouvelles méthodes de traitement telles que le grillage éclair et les échangeurs d’ions modulaires réduisent considérablement, voire éliminent les déchets, ce qui permet d’autoriser des projets où les méthodes de traitement conventionnelles ne seraient pas acceptables.

La société canadienne Ucore Rare Metals en est un exemple. Sa plateforme RapidSX est un système d’extraction en colonne avec solvants destiné à la séparation des terres rares, qui est environ trois fois plus rapide que les mélangeurs-décanteurs conventionnels. Son empreinte physique est réduite et il ne nécessite pas d’équipements ou technologies chinois. Le département de la Défense des États-Unis a accordé 4 millions de dollars américains aux installations de démonstration d’Ucore à Kingston, en Ontario, puis 18 millions de dollars américains à son centre Strategic Metals Complex (SMC) en Louisiane. Lors de la réunion des ministres des Ressources du G7 en octobre 2025, le gouvernement du Canada s’est engagé à investir 36 millions de dollars dans le raffinage du samarium et du gadolinium.

Émissions. Quant au processus de décarbonation, il repose principalement sur les sources d’énergie. Le remplacement des fours à combustibles fossiles par des solutions basées sur des énergies alternatives (énergie hydroélectrique ou autres sources propres) résoudrait donc le problème des émissions, tout en améliorant la rentabilité compte tenu de la baisse des coûts de l’électricité propre. La plupart des activités mondiales de raffinage des minéraux critiques reposent sur une forte utilisation du charbon en Chine. L’utilisation de l’énergie hydroélectrique, comme le propose le Québec, modifie considérablement le profil d’émissions associé à cette industrie.

La société australienne Metallium Resources Inc. travaille à une solution pour transformer la récupération des métaux et recycler les déchets grâce à un système de grillage éclair – impulsions électriques d’une milliseconde pour monter à une température de plus de 3 000 degrés Celsius permettant d’extraire les métaux de façon sélective, sans acide ni eau. Le département de la Guerre des États-Unis a accordé une première subvention axée sur le gallium et sélectionné cette technologie comme une étape de traitement dans le cadre d’un projet de récupération des boues rouges en Louisiane. L’usine de démonstration de Metallium au Texas a été commandée, avec un approvisionnement en matière première assuré par une convention exécutoire conclue avec la société Glencore plc.

Recyclage. L’AIE a découvert que les minéraux de transition énergétiques recyclés, tels que le nickel, le titane et le lithium, produisent en moyenne 80 % moins d’émissions de gaz à effet de serre que les matériaux provenant directement des mines. Les taux de recyclage des éléments de terres rares et du lithium demeurent inférieurs à 5 % à l’échelle mondiale, mais les matières premières s’accumulent rapidement : batteries de VE, aimants d’éoliennes en fin de vie et déchets électroniques des infrastructures d’IA dont le contenu en métaux critiques peut être récupéré.

L’UE a institutionnalisé la demande de produits recyclés au moyen d’une réglementation exécutoire. En vertu du règlement 2023/1542 de l’UE relatif aux batteries, les fabricants sont tenus de respecter des exigences minimales en matière de contenu recyclé. Il s’agit de seuils de conformité exécutoires, et non de cibles. Ces dispositions donnent le signal d’une demande structurelle en matériaux de récupération que l’infrastructure de raffinage actuelle ne peut pas satisfaire.

ReElement Technologies ambitionne de transformer les débris en matériaux miniers. ReElement est une filiale d’American Resources Corp qui exploite un échangeur d’ions modulaire et une plateforme de raffinage avec solvants qui transforme les débris magnétiques des terres rares et la masse noire des piles au lithium-ion en produits séparés d’une purification élevée. La plateforme prend en charge plusieurs types de matières premières sans utiliser les concentrés chinois. ReElement a reçu un financement des départements de la Défense et de l’Énergie dans le cadre des efforts des États-Unis pour établir une capacité nationale de raffinage des terres rares et des métaux de batterie.

Il faudra du temps pour rivaliser avec la prédominance de la Chine dans le secteur du raffinage, mais le financement de technologies expérimentales, avec le soutien de mesures politiques, laisse penser que la transition est amorcée.

Télécharger le rapport

Shaz Merwat, responsable principal, Politique énergétique, Leadership avisé de RBC

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Principales constatations

  • Le Canada est l’un des six pays à disposer d’un éventail de technologies nucléaires conçues sur son territoire et exportables. Cet atout stratégique confère au Canada une position idéale pour façonner la sécurité énergétique mondiale et forger des alliances à long terme.

  • Le Canada peut tirer parti de l’ambition nucléaire croissante à l’échelle mondiale. Les États-Unis ont pour ambition de quadrupler leur capacité nucléaire, et plus de 30 autres pays se sont engagés à tripler la leur d’ici 2050.Le Canada peut offrir une valeur éprouvée tout au long de la chaîne d’approvisionnement nucléaire pour aider à répondre aux besoins d’un marché mondial en pleine expansion.

  • L’uranium est la vulnérabilité structurelle des États-Unis, et l’avantage du Canada. Les réacteurs nucléaires américains ont besoin de 25 355 tonnes d’uranium par an, mais ne comblent que 8 % de ce besoin au pays. Le Canada, qui possède les troisièmes plus importantes ressources en uranium au monde et qui augmente sa production, s’impose comme un pilier des chaînes d’approvisionnement de combustibles nucléaires en Amérique du Nord grâce à la grande qualité de ses gisements, à la fiabilité de sa production et à sa stabilité géopolitique.

  • La chaîne d’approvisionnement nucléaire du Canada est prête à s’étendre, mais se trouve à un point d’inflexion stratégique. Les projets de remise à neuf des installations nucléaires de l’Ontario ont permis de préserver des capacités de fabrication et d’ingénierie à rentabilité élevée, et ont démontré que les projets nucléaires d’envergure pouvaient être achevés avant l’échéance et à un coût inférieur au budget. Toutefois, la compétitivité future dépend d’une clarté suffisante des politiques, d’un pipeline de projets bien fourni et de la réussite de la construction de nouvelles centrales nucléaires, nécessaires pour justifier des investissements et une expansion soutenus.

  • Le Canada est confronté à trois scénarios nucléaires plausibles et non mutuellement exclusifs. Le Canada peut axer sa stratégie sur : 1) la sécurité de l’approvisionnement en uranium et en combustible ; 2) le leadership technologique grâce aux réacteurs à eau lourde sous pression et aux petits réacteurs modulaires à eau légère ; ou 3) l’intégration plus étroite au développement de l’infrastructure nucléaire nord-américaine.

  • Le Canada doit agir rapidement pour réaliser son ambition nucléaire. Alors que l’intérêt mondial pour l’énergie nucléaire connaît un essor fulgurant, les concurrents dans le secteur du nucléaire civil associent technologie, financement, diplomatie et partenariats à long terme. Le Canada dispose d’une marge de manœuvre de plus en plus réduite pour transformer ses intentions en influence durable. Cela pourrait représenter une occasion d’exportation de plusieurs milliards de dollars. En effet, selon un scénario de l’Agence internationale de l’énergie, les investissements dans le domaine nucléaire doivent presque doubler pour atteindre 120 milliards de dollars américains par an d’ici 2030 afin de doubler la capacité nucléaire.

Après une période de stagnation dans le monde occidental, l’énergie nucléaire fait son retour – une résurgence mondiale alimentée par la demande croissante d’énergie liée à l’intelligence artificielle, les préoccupations en matière de sécurité énergétique et l’évolution des politiques industrielles.

Le secteur de la technologie, confronté à une augmentation imminente de la demande d’énergie en raison des centres de données de l’IA, est un facteur clé de la renaissance nucléaire. Des entreprises comme Google, Microsoft, Meta et Amazon ont signé des ententes avec des producteurs d’énergie nucléaire conventionnelle et des sociétés de technologie nucléaire de pointe. Google a signé une convention d’achat d’énergie de 25 ans avec NextEra Energy en vue de la remise en service du Duane Arnold Energy Centre dans l’Iowa, une centrale de 610 MW à l’arrêt depuis 20201. L’entreprise a également apporté un capital de démarrage à Elementl Power pour le développement de trois sites nucléaires de pointe aux États-Unis2, et s’est associée à l’entreprise Kairos Power, spécialisée dans les petits réacteurs modulaires, et à la Tennessee Valley Authority dans le cadre d’un projet de développement3. Amazon a investi plus d’un milliard de dollars américains dans des projets et des technologies nucléaires4, notamment en prenant une participation dans X-Energy, une société de conception de petits réacteurs modulaires de pointe5. Enfin, Meta, qui cherchait à s’assurer un approvisionnement fiable en électricité à long terme pour nourrir ses ambitions en matière d’IA, a signé des ententes de 20 ans pour acheter de l’énergie auprès de trois centrales nucléaires américaines. Elle s’est également engagée à développer des petits réacteurs modulaires avec deux entreprises. Selon Meta, ces ententes lui permettront de disposer de 6,6 gigawatts d’énergie d’ici 20356.

Au-delà des besoins croissants d’énergie liés à l’intelligence artificielle, les préoccupations en matière de sécurité énergétique, particulièrement en Europe, remettent en cause les plans de sortie du nucléaire en faveur de l’élaboration de nouvelles stratégies dans ce domaine. L’Italie a récemment commencé à envisager la réintroduction de l’énergie nucléaire dans son bouquet énergétique, près de quarante ans après la fermeture de sa dernière centrale7. Le Danemark envisage activement le recours à l’énergie nucléaire8, et la Norvège a lancé des analyses d’impact en vue de l’installation d’un éventuel petit réacteur modulaire9. La Commission européenne élabore également une stratégie visant le déploiement de petits réacteurs modulaires d’ici les années 203010.

Planification et construction de réacteurs nucléaires: le retard de l’Occident

La résurgence du nucléaire en Occident se heurte toutefois à d’importants défis. Les projets de construction de réacteurs dans plusieurs pays occidentaux ont notamment été marqués par des dépassements de coûts et de délais qui ont accru les risques de non-achèvement et freiné le financement. Vogtle 3 et 4 en Géorgie, les premiers projets de nouveaux réacteurs aux États-Unis depuis des décennies, ont été finalisés en 2014 pour un coût estimé à 36,8 milliards de dollars, alors que le coût initial était estimé à 14 milliards de dollars11. Le projet de Flamanville 3, en France, a été relié au réseau en décembre 2024, avec un retard de douze ans et un coût de 13,2 milliards d’euros, soit quatre fois l’estimation initiale12. Le projet britannique Hinckley Point C est toujours en construction et devrait désormais coûter 49 milliards de livres, soit près du triple de l’estimation de 18 milliards de livres quand la construction a débuté en 2017, la première unité ne devant pas être mise en service avant 203013. Aux États-Unis, le projet V.C. Summer en Caroline du Sud a été abandonné en 2017 en raison des retards et des dépassements de coûts14.   

Mais avec le regain d’intérêt pour le nucléaire, la capacité mondiale pourrait augmenter de 75 % pour atteindre environ 730 GW d’ici 2050 si les politiques actuelles sont maintenues, selon l’Agence internationale de l’énergie.15 

Les États-Unis, pour leur part, visent à quadrupler ce qui constitue déjà le plus grand parc de réacteurs nucléaires au monde d’ici 2050 (contre un objectif initial de tripler la capacité), à renforcer leur chaîne d’approvisionnement et à moderniser l’approvisionnement en combustible nucléaire. Ils progressent rapidement dans le domaine de la technologie nucléaire de nouvelle génération, en consacrant environ 5 milliards de dollars de fonds fédéraux à la recherche, à la démonstration et au déploiement précoce de petits réacteurs modulaires et avancés par le biais de programmes du département de l’Énergie des États-Unis.

La Chine développe quant à elle une capacité additionnelle de 38,5 GW16, tandis que la Russie tire parti de l’énergie nucléaire pour atteindre ses objectifs en matière de politique arctique, industrielle et étrangère, en étendant son modèle d’exportation de réacteurs soutenu par l’État.

Fort d’importantes réserves d’uranium et d’une grande expertise en technologie nucléaire, le Canada est l’un des six pays à disposer d’un éventail de technologies nucléaires conçues sur son territoire et exportables. Il lance par ailleurs un nouveau programme de construction nucléaire qui pourrait devenir l’un des plus importants de l’Occident si l’ensemble des projets se déroulent comme prévu. La construction du premier petit réacteur modulaire du G7 a débuté sur le site nucléaire de Darlington, à Clarington, en Ontario. En outre, plusieurs réacteurs ont été remis à neuf avant l’échéance et à un coût inférieur au budget, allant à l’encontre de la tendance au dépassement des coûts des projets nucléaires dans d’autres pays occidentaux.

En d’autres termes, le Canada a l’occasion de jouer un rôle clé dans la résurgence de l’énergie nucléaire en assurant l’approvisionnement mondial en uranium et en combustible, en jouant un rôle de premier plan dans l’exportation de technologies et de services nucléaires vers ses alliés, en développant les chaînes d’approvisionnement nucléaires nord-américaines et en renforçant les exportations nucléaires mondiales.

Pour analyser ces trois scénarios, Leadership avisé RBC s’est entretenu avec des experts en énergie nucléaire au Canada et aux États-Unis et a estimé les besoins en combustible nucléaire pour les parcs de réacteurs en expansion des deux pays.

1. Un géant du nucléaire

L’objectif

À mesure que les réacteurs redémarrent à l’échelle mondiale, la stabilité de l’exploitation minière de l’uranium et des services liés au combustible nucléaire (conversion, enrichissement, fabrication) devient de plus en plus cruciale pour la sécurité énergétique. Les gisements d’uranium de classe mondiale du Canada et son expertise en matière de conversion d’uranium constituent le pilier de la sécurité de l’approvisionnement du combustible nucléaire de ses alliés en Amérique du Nord et à l’étranger, et permettent de se prémunir contre l’insécurité énergétique et les risques de nationalisation des ressources.

La demande mondiale d’uranium devrait fortement augmenter

Tirer parti de l’avantage canadien

Les réacteurs prévus et en construction augmenteront les besoins mondiaux d’uranium à mesure qu’ils entreront en service, ce qui nécessitera l’ouverture de nouvelles mines, car la qualité des ressources existantes diminuera et l’approvisionnement en uranium secondaire deviendra plus limité.

Le Canada possède les troisièmes plus importantes ressources en uranium au monde après l’Australie et le Kazakhstan,17 et joue déjà un rôle clé dans les chaînes d’approvisionnement en combustible nucléaire grâce à la haute qualité de ses gisements, à la fiabilité de sa production, à sa stabilité géopolitique et à son expertise en matière de fabrication de combustibles.

L’expansion continue des projets existants et l’ouverture de nouvelles mines en Saskatchewan renforceront la position du Canada en tant que pilier essentiel de la sécurité énergétique pour ses alliés en Amérique du Nord et dans le monde. En misant sur ses atouts dans le domaine de la conversion d’uranium (le Canada détient 18 % de la capacité mondiale de conversion d’uranium),18 le Canada peut renforcer la stabilité de l’approvisionnement en combustible du parc nucléaire en expansion en Amérique du Nord et à l’étranger.

Les voies vers la réussite

Le parc de réacteurs nucléaires américain présente déjà des faiblesses majeures en matière de sécurité énergétique, 20 % de son uranium enrichi provenant de la Russie en 2024.19 Les États-Unis ont cherché à réduire cette dépendance en proposant des investissements dans le retraitement du combustible épuisé et en instaurant, sous l’administration précédente, une interdiction d’importer de l’uranium enrichi provenant de la Russie (la Russie contrôle 40 % de la capacité mondiale d’enrichissement)20. Cependant, même avec une expansion potentielle des infrastructures d’enrichissement, les États-Unis resteront dépendants des importations d’uranium, la production nationale ne représentant actuellement qu’une fraction des besoins annuels des réacteurs. En 2024, les opérateurs de réacteurs américains ont acheté 25 355 tonnes d’uranium, dont seulement 8 % provenaient du marché intérieur, le Canada constituant la principale source d’approvisionnement des États-Unis avec 36 % du total21 La poursuite du partenariat entre les États-Unis et le Canada en matière d’uranium sera essentielle pour la sécurité de l’approvisionnement en combustible nucléaire des États-Unis.

2. Pionnier des technologies nucléaires

L’objectif

En tirant parti de son expertise technologique et en développant son programme nucléaire national de grande envergure, parallèlement à une expertise croissante dans le déploiement de petits réacteurs modulaires, le Canada renforcerait sa sécurité énergétique et économique à l’échelle nationale. Cela lui permettrait également de disposer d’un éventail unique de technologies de réacteurs, de services d’ingénierie et d’exploitation, ainsi que d’un soutien réglementaire pour les territoires nouvellement ou déjà dotés de centrales nucléaires.

Tirer parti de l’avantage canadien

L’expérience du Canada en matière de conception, de construction et d’exploitation du réacteur à eau lourde sous pression CANDU, avec un parc de 17 réacteurs en Ontario et au Nouveau-Brunswick et 12 unités exportées à l’international depuis les années 197022, constitue un atout majeur. Alimentés à l’uranium naturel, les réacteurs canadiens ne dépendent pas de combustibles à uranium enrichi, ce qui leur permet de ne pas être tributaires d’un groupe restreint de fournisseurs d’uranium enrichi – un atout de plus en plus précieux à l’heure où l’indépendance énergétique gagne du terrain à l’échelle mondiale. Des conceptions modernes à l’échelle du gigawatt et des versions modernisées des réacteurs existants pourraient élargir l’éventail de réacteurs du Canada, sous réserve d’obtenir les autorisations nécessaires et de faire leurs preuves sur le marché canadien. Parallèlement, la construction et l’exploitation réussies de petits réacteurs modulaires à eau légère à l’échelle du réseau en Ontario consoliderait la position du Canada en tant que pionnier et exploitant de cette technologie, permettant ainsi aux fournisseurs et aux opérateurs de commercialiser leur expertise en matière de construction, d’exploitation et de réglementation dans de nouveaux marchés.

Grâce à ces capacités combinées, le Canada pourrait devenir l’un des rares pays à disposer d’une expertise et d’une capacité d’exportation crédibles couvrant un éventail de technologies, des grands réacteurs nucléaires aux petits réacteurs modulaires.

Une telle stratégie en matière d’énergie nucléaire pourrait aussi donner de l’élan à plus de 200 fabricants nationaux qui soutiennent le programme du Canada. Le déploiement des réacteurs à eau lourde sous pression et des petits réacteurs modulaires à l’étranger pourrait permettre au Canada de créer de la valeur tout au long du cycle de vie des réacteurs, de l’approvisionnement en uranium et en combustible, au soutien réglementaire et à la construction et l’exploitation des réacteurs, en passant par la remise à neuf et le déclassement, et ce, même en délocalisant partiellement la chaîne d’approvisionnement dans les pays partenaires.

Les voies vers la réussite

L’expérience acquise lors des premiers projets de petits réacteurs modulaires permettra au secteur nucléaire canadien, ainsi qu’à ses partenaires de la chaîne d’approvisionnement, de la construction et de l’ingénierie, de consolider le déploiement à l’échelle mondiale. La Pologne,23 la Hongrie24 et la Bulgarie25 pourraient représenter à elles seules un pipeline de 40 petits réacteurs modulaires, offrant ainsi au Canada un marché initial crucial dès les années 2030. Le déploiement national de grands réacteurs, quant à lui, ouvrira la voie aux exportations internationales plus tard dans la décennie. Pour y parvenir, le Canada devra mener à bien la mise en œuvre et l’exploitation de ses installations locales, en s’appuyant sur le développement de sa chaîne d’approvisionnement et de sa base de production nucléaire au-delà de ses capacités actuelles en matière de remise à neuf. Il faudra combler les principales lacunes en matière de production, comme les caissons de réacteurs et la production d’eau lourde pour les nouveaux réacteurs. Le Canada devra aussi étoffer son bassin de talents pour se préparer à la construction de réacteurs tout en préservant son expertise existante, les déploiements mondiaux créant une concurrence pour les talents.

3. Un partenariat énergétique continental

L’objectif

Une intégration plus étroite au sein de la chaîne d’approvisionnement des États-Unis (y compris la fabrication, la construction et le déploiement des composants des réacteurs) permettrait au Canada d’accéder à un pipeline d’exportation bien établi pour les grands réacteurs nucléaires à eau légère. Si le Canada parvient à mener des négociations commerciales fructueuses et à mettre en place un transfert transfrontalier de propriété intellectuelle, il pourrait partiellement délocaliser les chaînes d’approvisionnement pour les composants de grands réacteurs d’origine américaine, ce qui lui permettrait de soutenir ses propres programmes de construction au pays et de contribuer à la construction de réacteurs à l’étranger.

Tirer parti de l’avantage canadien

La coopération entre les États-Unis et le Canada pour le nucléaire civil s’appuie sur plusieurs décennies de collaboration technologique et d’échange d’expertise. Bien que le Canada et les États-Unis exploitent aujourd’hui des technologies de réacteurs nucléaires différentes et disposent de procédures de réglementation nucléaire distinctes, les deux pays ont officiellement collaboré à l’élaboration de plusieurs technologies de pointe, comme les combustibles pour les petits réacteurs modulaires de nouvelle génération et les petits réacteurs modulaires à eau légère, dans le cadre d’un travail technique conjoint entre les organismes de réglementation de chaque pays.26

Le Canada, dont le parc nucléaire repose depuis toujours sur une seule technologie, pourrait élargir son parc de grands réacteurs nucléaires pour y inclure des modèles d’origine américaine, tels que l’AP-1000, qui est déjà exploité depuis plus d’une décennie aux États-Unis et en Chine. Cela pourrait réduire les risques liés à la construction de réacteurs de l’ordre du gigawatt au Canada en tirant parti des enseignements des projets de construction antérieurs aux États-Unis et en Chine. Cela permettrait également de développer la chaîne d’approvisionnement nucléaire canadienne et d’accéder de manière sélective à un pipeline d’exportation mondial. À l’heure actuelle, des contrats pour 20 réacteurs AP-1000 ont été conclus dans des marchés comme la Pologne, la Hongrie, l’Ukraine et l’Inde,27 et des fabricants canadiens ont signé des protocoles d’entente pour la fourniture potentielle de composants, tels que de la robinetterie et des équipements de régulation de débit,28 ainsi que des générateurs de vapeur, des caissons à pression et des échangeurs de chaleur.29

Des fabricants canadiens ont déjà fourni des composants, notamment de la robinetterie30 et des services de fabrication de modules de réacteurs31 pour des projets nucléaires américains, tels que les réacteurs Vogtle 3 et 4 en Géorgie. Les chaînes d’approvisionnement nucléaires américaines, largement inactives jusqu’à l’arrivée des projets Vogtle, n’ont pas la capacité requise pour porter la construction de réacteurs aux niveaux envisagés par le gouvernement américain32 Si des projets de construction voient le jour, cela pourrait donc créer des occasions pour les fabricants canadiens. La chaîne d’approvisionnement nucléaire canadienne compte déjà plus d’une vingtaine d’entreprises détenant des certifications délivrées par l’American Society of Mechanical Engineers, couvrant les composants de base, les systèmes de sûreté et les systèmes de décharge33 ce qui témoigne de l’existence d’une base industrielle établie et agréée en mesure de soutenir le déploiement de réacteurs à grande échelle.

Les voies vers la réussite

Pour parvenir à s’intégrer plus étroitement à la chaîne d’approvisionnement nord-américaine, le Canada devra consolider et accroître les occasions de fabrication et d’exportation sur son territoire à mesure que les États-Unis développent leur base industrielle nucléaire. Washington considère de plus en plus l’énergie nucléaire comme un secteur économique stratégique, la politique industrielle jouant un rôle accru au même titre que les considérations commerciales. Les récents accords conclus entre le gouvernement fédéral américain et les partenaires du secteur nucléaire reflètent cette orientation et positionnent le déploiement de réacteurs comme un vecteur de renouveau industriel aux États-Unis. L’évolution des dynamiques commerciales existantes entre les États-Unis et le Canada, comme les droits de douane sur les composants fabriqués au Canada, ainsi que les négociations commerciales, détermineront la mesure dans laquelle le Canada pourra délocaliser sa production et accroître ses exportations actuelles vers les États-Unis.

Le Canada : une puissance nucléaire civile

  • Il y a 80 ans, le Canada est devenu le deuxième pays après les États-Unis à réaliser une fission nucléaire durable grâce à la pile expérimentale d’énergie zéro (ZEEP – Zero Energy Experimental Pile) aux laboratoires Chak River, en Ontario.34

  • La technologie canadienne de réacteurs nucléaires à eau lourde sous pression, le CANDU, fournit 15 % de l’électricité du pays grâce à 16 réacteurs en Ontario et un réacteur au Nouveau-Brunswick.35

  • Le secteur nucléaire canadien emploie environ 89 000 personnes,36 et est un important producteur d’isotopes médicaux, comme le cobalt 60, produit par les réacteurs et utilisé dans le traitement du cancer et la stérilisation médicale.

  • Le Canada est un chef de file en matière de technologies nucléaires de nouvelle génération : il a élaboré la première feuille de route du projet pilote de petits réacteurs modulaires au monde en 2018 et travaille actuellement à la construction du premier petit réacteur modulaire du G7 près de Toronto, un projet qui fournira à terme 300 MW de capacité, soit assez pour alimenter 300 000 foyers en électricité fiable et sans émissions.

  • Le Canada progresse rapidement dans la mise en œuvre de son dépôt en formations géologiques profondes, l’aboutissement de nombreuses années de consultation avec les parties prenantes et les Autochtones. Ce projet en est désormais à la phase d’évaluation environnementale, un pas de plus vers une solution unique pour la gestion responsable et à long terme du combustible nucléaire épuisé.

Quelques pistes de réflexion

Pour développer son secteur nucléaire, le Canada doit renforcer et perfectionner plusieurs aspects de la chaîne d’approvisionnement :

  • Établir une stratégie nucléaire globale axée sur la sécurité énergétique et économique et sur une approche de déploiement par parc de réacteurs, une stratégie pancanadienne globale, en coordination avec l’Ontario et d’autres provinces, l’industrie et les universités, peut renforcer la confiance nécessaire aux investissements dans la chaîne d’approvisionnement, au développement de la main-d’œuvre, à la coopération interprovinciale et aux partenariats internationaux. Cette stratégie pourrait intégrer des objectifs de déploiement, des calendriers de construction pour les grands projets et une vision claire des technologies à adopter dans le but d’assurer la sécurité énergétique et économique future.

  • Mettre en place une infrastructure diplomatique et de financement concurrentielle pour les exportations nucléaires. La création d’une facilité de financement dédiée aux exportations nucléaires, soutenant un éventail de réacteurs multi-technologies incluant les petits réacteurs modulaires, pourrait rehausser la compétitivité du Canada en tant qu’exportateur de réacteurs nucléaires, de composants et d’expertise. Celle-ci pourrait être associée à une infrastructure diplomatique renforcée, avec des délégués commerciaux spécialisés dans le nucléaire et l’intégration de la coopération nucléaire civile dans les stratégies de politique étrangère du Canada.

  • Constituer et maintenir une main-d’œuvre qualifiée dans le secteur nucléaire. La planification du perfectionnement des aptitudes, y compris l’expansion des programmes d’apprentissage, l’accélération des procédures d’obtention de visas pour les spécialistes du nucléaire, des partenariats avec les universités et des centres de formation liés aux calendriers de déploiement, pourraient faciliter le déploiement du nucléaire à grande échelle.

  • Combler les lacunes critiques de la chaîne d’approvisionnement et soutenir l’expansion. Le Canada devra accroître la production d’eau lourde et combler les lacunes dans la fabrication de calandres et l’approvisionnement en zirconium pour les gaines de combustible, tout en aidant les fournisseurs locaux à demeurer concurrentiels face aux fabricants d’autres pays où le nucléaire civil est développé, comme la Chine. La chaîne d’approvisionnement nucléaire peut offrir une voie de diversification aux fabricants d’autres secteurs (p. ex., automobile), mais elle pourrait aussi bénéficier d’un soutien ciblé pour obtenir des certifications de production de composants nucléaires, coûteuses et chronophages, délivrées par des organisations professionnelles comme l’Association canadienne de normalisation et l’American Society of Mechanical Engineers.

  • Protéger la chaîne de valeur de l’uranium et renforcer la sécurité en matière de combustible. L’augmentation des capacités d’exploitation minière, l’expansion des infrastructures de conversion pour offrir davantage de services à valeur ajoutée tout au long du cycle du combustible nucléaire, ainsi que l’évaluation des besoins en matière de combustible avancé et l’expansion potentielle des capacités du Canada en matière de combustible dans des secteurs comme la fabrication et l’enrichissement permettront au Canada et à ses alliés de se préparer à un avenir énergétique sûr, quelle que soit la technologie utilisée.

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Vivan Sorab est responsable principal, Technologie propre RBC, Leadership avisé RBC

Leadership avisé RBC tient à remercier les personnes et les organisations suivantes d’avoir partagé leur expertise.

AtkinsRéalis

Énergie atomique du Canada limitée

BWXT Canada

Cameco Corporation

Commission canadienne de sûreté nucléaire

Conexus Nuclear Inc.

David Paterson

Laurentis Energy Partners

Michelle Leslie

Milt Caplan, MZ Consulting

Norm Sawyer, ION Nuclear Consulting

Ontario Power Generation

RBC Marché des Capitaux

SMR Forum

The Breakthrough Institute

Canadian Association of Small Modular Reactors

Association nucléaire canadienne

Organization of Canadian Nuclear Industries

World Nuclear Association

Westinghouse Canada

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Les marchés du pétrole et du gaz sont ébranlés par la guerre en Iran qui étouffe la production au Moyen-Orient et a des répercussions dans le monde entier. Face à la rupture des chaînes d’approvisionnement énergétique et à la volatilité des prix, nous examinons les tendances qui caractérisent cette nouvelle ère d’insécurité énergétique mondiale.

Le détroit d’Ormuz est l’une des artères commerciales les plus critiques au monde, mais aussi l’un des maillons les plus faibles compte tenu de la fréquence des conflits au Moyen-Orient.

  • Cette voie navigable de 54 kilomètres est le lieu de passage de 20 millions de barils par jour (bpj), soit 20 % de l’offre mondiale de pétrole. Seul le détroit de Malacca, en Asie du Sud-Est, voit circuler plus de pétrole brut.

  • Près de 93 % des exportations de GNL du Qatar transitent par le détroit, ce qui représente 19 % du commerce mondial de GNL.

  • Les autres routes d’exportation du Moyen-Orient ont une capacité limitée de 3,5 à 5,5 millions de bpj.

Détroit d’Ormuz : l’autoroute mondiale de l’énergie

Les pays asiatiques énergivores sont les plus touchés par la crise au Moyen-Orient

  • Le Japon a été le premier pays à annoncer le déblocage de pétrole de ses réserves, dans le cadre de l’action coordonnée de l’Agence internationale de l’énergie, injectant 80 millions de barils sur le marché.

  • Les États-Unis permettent à l’Inde d’acheter du pétrole russe, à titre provisoire, tandis que New Delhi s’efforce de trouver des substituts aux 2,5 à 2,7 millions de barils par jour que le pays importe de l’Irak, des Émirats arabes unis, de l’Arabie Saoudite et du Koweït.

  • Les États-Unis autorisent des exemptions aux sanctions sur le pétrole russe depuis au moins 30 jours, ce qui affaiblit le soutien occidental à l’Ukraine dans sa guerre contre la Russie.

Les marchés asiatiques sont les plus dépendants de l’approvisionnement en pétrole et en gaz du Moyen-Orient.

Les indices du brut et du gaz naturel ont bondi lorsque la guerre des États-Unis et d’Israël contre l’Iran s’est propagée à l’ensemble de la région – avec même des répercussions sur les indices de marchandises nord-américains

  • L’indice ayant enregistré la plus forte hausse a été le LNG Japan/Korea Marker (JKM), ce qui met en évidence la dépendance des titres asiatiques à l’égard du détroit.

  • La crise a éliminé la menace de surabondance de l’offre de GNL, alors que l’Europe et l’Asie Asie cherchent désespérément à s’approvisionner.

  • Les prix du pétrole sont demeurés instables, oscillant entre 76 $ US et 119 $ US le baril au cours de la dernière semaine.

Les indices du pétrole et du gaz ont bondi lorsque le conflit du Moyen-Orient s’est embrasé

Les investisseurs réaffectent activement leurs capitaux dans les économies moins exposées au conflit et vers les pays ayant une meilleure sécurité énergétique, comme les marchés nord-américains.

  • La liquidation des actions coréennes et japonaises reflète non seulement le risque lié à l’énergie, mais aussi le rendement de ces marchés, qui était supérieur à la moyenne en cumul annuel avant la crise.

  • La capacité de la Chine à couvrir l’équivalent de 100 jours d’importation de pétrole, selon les estimations, a protégé son marché boursier d’un recul prononcé.

  • Les marchés américains et canadiens ont été structurellement avantagés par la réaffectation des actions mondiales.

La plupart des marchés boursiers ont subi une liquidation lorsque la guerre a éclaté, mais certains montrent des signes de résilience

Les consommateurs américains paient également le prix d’un conflit à des milliers de kilomètres

  • Bien que l’Amérique du Nord soit un exportateur net de pétrole brut, la structure mondiale des marchés pétroliers n’a pas épargné l’économie américaine

  • Selon un récent sondage du Washington Post/CNN, environ sept électeurs américains sur dix sont « très » ou « assez » préoccupés par une hausse des prix du pétrole et de l’essence à cause de la guerre en Iran.

  • L’augmentation des prix de l’essence serait un évènement significatif pour l’administration américaine, alors qu’elle planifie ses prochaines actions.

La guerre des États-Unis et d’Israël contre l’Iran a immédiatement touché les portefeuilles des Américains, car les prix à la pompe ont monté en flèche.

Les banques centrales envisagent soudainement des hausses de taux, et non plus des baisses, selon les estimations du marché

  • Au Canada, aux États-Unis et dans l’Union européenne, un assouplissement monétaire était attendu pour le reste de l’année, mais cette anticipation s’est renversée en raison de la crainte d’une montée de l’inflation.

  • Selon Services économiques RBC, un pétrole qui se maintiendrait à 80 $ US pourrait faire grimper l’inflation de 2,2 % à 2,5 % au Canada.

  • De même, les États-Unis connaîtraient une augmentation de 2,7 % à 3,1 % si le prix se stabilisait à 80 $ US le baril.

Les attentes relatives aux taux directeurs dans les pays développés ont radicalement changé en l’espace de quelques semaines

Le secteur canadien de l’énergie fait déjà des percées sur le marché asiatique

  • À l’extérieur des États-Unis, la Chine est la principale destination des exportations de pétrole du Canada, et ce chiffre pourrait croître au fur et à mesure de l’amélioration des relations avec Beijing.

  • Jusqu’à présent, la Corée du Sud est la principale destination du GNL canadien.

  • À long terme, le Canada pourrait jouer un rôle plus important dans la réduction du risque d’approvisionnement en Asie.

Les sociétés canadiennes de pétrole et de gaz élargissent leurs exportations, mais demeurent centrées sur les États-Unis

La courbe des contrats à terme sur le Brent laisse entendre que les prix du pétrole demeureront élevés pendant longtemps

  • Selon l’Agence internationale de l’énergie, la production d’environ 8 millions de barils de pétrole brut par jour et de 10 millions de barils de produits liquides par jour au Moyen-Orient est interrompue, tandis que le détroit d’Ormuz est pratiquement au point mort.

  • Même si les membres de l’Agence internationale de l’énergie comptent injecter 400 millions de barils dans les marchés, la trajectoire des prix dépendra probablement de la capacité des États-Unis à assurer la sécurité dans le détroit d’Ormuz.

Prix des contrats à terme sur le brut Brent ($ US) par baril avant et après le conflit

Shaz Merwat, responsable principal de la politique énergétique, Leadership avisé RBC

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Les acteurs du secteur sont enthousiastes et le gouvernement apporte son appui, mais il reste beaucoup à faire pour réaliser pleinement le potentiel minier du Canada.

L’événement tenu cette année à Toronto par la PDAC (Association canadienne des prospecteurs et entrepreneurs) a été animé par de nombreuses discussions sur les richesses du Canada en minéraux critiques et sur la rapidité avec laquelle celles-ci pourraient être acheminées vers les marchés mondiaux, à une échelle commerciale. Les acteurs du secteur sont enthousiastes et le gouvernement apporte son appui, mais il reste beaucoup à faire pour réaliser pleinement le potentiel minier du Canada. Voici sept thèmes que nous avons relevés lors de l’événement.

1. Divergence d’opinions sur les risques liés aux chaînes d’approvisionnement

Les États-Unis et le Canada abordent la question des minéraux critiques à partir de cadres stratégiques sensiblement différents, et cette divergence a des répercussions sur la coopération bilatérale.

Aux États-Unis, l’approche repose sur l’idée d’un déclin industriel et d’une urgence de sécurité nationale : capacité manufacturière d’appoint, dépendance aux systèmes d’armement et crainte que la Chine dépasse la capacité américaine de production d’armement par un facteur de cinq à six. Dans ce contexte, les minéraux critiques ne constituent pas un problème d’optimisation de la chaîne d’approvisionnement, mais plutôt le symptôme d’un affaiblissement plus large des capacités industrielles américaines, qui s’étend aux fonderies, au traitement chimique et à la fabrication de pointe.

L’approche canadienne est davantage commerciale : une occasion liée aux chaînes d’approvisionnement, un avantage géologique à monétiser et une place à consolider parmi les alliés.

Cet écart dans la perception de la menace crée des frictions, l’attente étant que les États-Unis agissent (ou finissent par agir) selon une logique plus binaire : alignement ou non-alignement. Le Canada, pour sa part, s’est positionné comme une puissance intermédiaire cherchant à promouvoir une coopération multilatérale fondée sur des règles.

La question de savoir si le Canada réduira cet écart de perception – ou s’il élaborera une justification stratégique indépendante fondée sur ses propres intérêts de sécurité économique – influencera probablement le sérieux avec lequel il sera considéré dans les discussions bilatérales à mesure que progressera l’examen de l’Accord Canada–États-Unis–Mexique.

2. La résolution des goulots d’étranglement dans le raffinage sera essentielle

Les ressources géologiques du Canada sont enviables, mais l’extraction sans transformation en aval est de plus en plus considérée comme sous-optimale. Or, les conditions économiques entourant la mise en place de capacités de transformation au Canada sont nettement défavorables.

À titre indicatif, les coûts de conversion du spodumène de lithium en matériau de qualité cathodique sont environ deux fois plus élevés qu’en Chine et, par moments, qu’en Amérique latine. À l’échelle mondiale, les marges des fonderies de cuivre se situent souvent entre 2 % et 5 %, voire à peine au seuil de rentabilité. Le Canada a fermé plusieurs fonderies au cours des quinze dernières années. Même en Chine, le secteur du raffinage des terres rares n’a pas généré, depuis trois décennies, un rendement couvrant son coût du capital, un repère auquel tout nouvel acteur devrait être mesuré.

De telles marges ne permettent pas au secteur privé d’investir à grande échelle sans aide. Un consensus clair s’est dégagé sur le fait que le capital public devra être investi en premier dans les infrastructures de transformation – et remboursé en dernier. Le concept de club d’acheteurs, qui consiste à regrouper la demande des pays du G7 et à stabiliser les prix lorsqu’ils sont faibles, permet de résoudre en partie ce problème. Toutefois, la structure de gouvernance et de confiance nécessaire pour déployer ce capital à grande échelle reste à définir.

3. Le projet Vault n’est pas un partenariat entre égaux

La distinction bilatérale/plurilatérale qui est ressortie des séances – en lien avec la vision américaine d’un club d’acheteurs, où l’approvisionnement serait négocié de façon bilatérale tandis que la demande serait agrégée de manière multilatérale – semble représenter un partage du fardeau, mais mérite d’être examinée de plus près. Cette structure permet essentiellement aux États-Unis d’acquérir des approvisionnements en minéraux selon leurs propres conditions, de les stocker sur leur territoire, puis de demander à leurs alliés de regrouper leur demande autour de ce qui constitue, en fait, les stocks stratégiques américains. En termes simples : achetez américain.

La tendance des pays à agir dans leur propre intérêt en situation de pénurie explique précisément pourquoi le projet Vault exige un stockage national. Néanmoins, pour d’autres pays comme le Canada, le risque est de devenir un fournisseur privilégié sans garantie d’un accès préférentiel aux moments les plus cruciaux. Une telle asymétrie pourra, espérons-le, faire l’objet de négociations.

4. Le cuivre est le signal de demande le plus clair

S’il est une marchandise dont la thèse d’investissement est particulièrement favorable, c’est bien le cuivre. La convergence des investissements dans les infrastructures liées à l’IA, l’électrification, la défense et l’expansion des réseaux électriques a créé un profil de demande auquel les investisseurs généralistes peuvent souscrire sans s’appuyer sur des hypothèses dépendant des politiques publiques.

Pourtant, même avec cette demande enviable, un large consensus persiste quant à une pénurie croissante d’approvisionnement en cuivre. Dans le cas du Canada, le cuivre pourrait constituer le point d’entrée le plus réaliste à court terme pour susciter des investissements miniers plus larges, notamment dans des gisements polymétalliques connexes, ce qui contribuerait à résoudre plusieurs défis plus traditionnels – et moins spécialisés – du développement minier.

5. Ne pas négliger la demande civile

En termes simples, une demande durable à long terme stabilise les chaînes d’approvisionnement. La Chine a établi sa domination dans le secteur des minéraux critiques grâce à la demande civile (véhicules électriques, éoliennes, batteries) à une échelle qui a justifié les investissements dans le raffinage et permis de créer des effets d’apprentissage qui rendent aujourd’hui ses marges de transformation difficiles à concurrencer.

Le paradoxe stratégique auquel est confrontée l’Amérique du Nord réside dans la tentative de bâtir des chaînes d’approvisionnement en minéraux critiques tout en réduisant simultanément les moteurs de la demande civile nécessaires pour justifier ces investissements. En l’absence d’un signal crédible de demande intérieure, les installations de transformation font face à des achats incertains, et sans engagements d’achat, le financement des projets est inaccessible. À court terme, d’autres leviers, tels que la défense, l’IA et les centres de données, devraient servir de catalyseurs. Toutefois, l’ampleur de la demande potentielle en énergie propre retient davantage l’attention des investisseurs généralistes et axés sur le long terme.

6. Établir un ordre de priorité parmi les minerais

Le recours à une stratégie unique pour plus de 30 minerais ne tient pas compte de la complexité propre à la chaîne d’approvisionnement de chacun. En matière de politique publique, le véritable problème concerne les segments spécialisés où le Canada se distingue : les terres rares, le scandium, le tungstène, le graphite, le nickel et, possiblement, le lithium, dont les marchés sont souvent petits, opaques ou dominés par un seul producteur (souvent la Chine).

Une stratégie axée sur cinq à huit minerais, appuyée par un ancrage clair de la demande, serait jugée plus réalisable et plus crédible qu’une approche globale. Si elle est bien orientée, une telle stratégie aura des retombées positives sur l’acquisition des compétences et du capital humain nécessaires à sa mise en œuvre, notamment dans des domaines comme la séparation des terres rares, l’hydrométallurgie et le traitement avancé, qui exigent une spécialisation ne pouvant être obtenue par l’achat d’équipement seul. Le savoir-faire existant dans les pays du G7 constitue un potentiel inexploité.

7. Coordination réglementaire : un avantage concurrentiel

Une étude de cas sur Foran Mining Corp., société établie à Vancouver, illustre le fonctionnement et les limites du système : un retard de financement de deux ans, un projet conçu pour produire 4 900 tonnes par jour relevant de la compétence provinciale afin d’éviter l’examen fédéral, et un fardeau général de conformité.

Le Bureau des grands projets représente un virage important vers la facilitation de ce type de projet. L’extension d’installations existantes offre des possibilités à court terme, tandis que des partenariats précoces avec les communautés autochtones, fondés sur une participation économique réelle, demeurent le levier le plus efficace pour atténuer les risques liés aux autorisations et au financement.

Shaz Merwat, Director, Energy Policy, RBC Thought Leadership

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Principaux points à retenir

Au cours des 25 dernières années, environ 10 % des investissements dans le secteur minier canadien ont été consacrés exclusivement aux minéraux critiques. Sur plus de 700 milliards de dollars mobilisés par l’entremise de financements par capitaux propres et d’opérations de fusions et acquisitions dans le secteur minier canadien, la majorité des capitaux a été dirigée vers d’autres métaux, l’or et les métaux précieux représentant à eux seuls 70 % des montants investis. À titre comparatif, l’Australie a consacré environ le double de cette proportion aux minéraux critiques au cours de la même période.

Les minéraux critiques commencent toutefois à capter une part accrue des investissements miniers. Selon l’Inventaire des grands projets, environ 67 projets liés aux minéraux critiques — soit près de la moitié de l’ensemble des projets miniers actifs — sont actuellement à l’étape de la planification, de la proposition ou de la construction, représentant un potentiel d’investissement de 72,4 milliards de dollars d’ici 2034.

Le Canada pourrait représenter jusqu’à 14 % de l’offre mondiale pour six minéraux critiques clés d’ici 2040. À l’heure actuelle, la production canadienne de six minéraux critiques stratégiques — le cobalt, le nickel, le lithium, le cuivre, le graphite et les terres rares — correspond en moyenne à environ 2 % de l’offre mondiale. Selon les estimations du gouvernement du Canada, cette proportion pourrait atteindre en moyenne 14 % à pleine capacité, si les projets recensés se concrétisent.

Toutefois, le Canada ne dispose pas d’un bassin solide d’acteurs nationaux bien capitalisés. Seulement 19 % des sociétés minières inscrites à l’indice composé S&P/TSX sont des producteurs diversifiés, comparativement à près des deux tiers des sociétés minières figurant à l’indice australien S&P/ASX 300. Pour atteindre ses objectifs, le Canada devra vraisemblablement continuer de s’appuyer sur des sociétés minières internationales et des investisseurs étrangers.

Deux décennies de décisions en matière d’allocation du capital ont freiné l’essor des minéraux critiques. Le Canada demeure en grande partie un territoire axé sur l’extraction et l’exportation en ce qui concerne ces ressources, une part importante de la valeur ajoutée et des activités de raffinage étant captée par la Chine et d’autres acteurs qui dominent le segment du raffinage et ont établi des chaînes d’approvisionnement connexes, notamment dans les secteurs des véhicules électriques, de l’électronique et de la défense.

Malgré les tensions commerciales, des signes d’alignement des capitaux entre le Canada et les États-Unis persistent. Sous la présidence de Donald Trump, les États-Unis ont investi environ 135 millions de dollars américains en prises de participation directes dans des sociétés établies à Vancouver, soit Trilogy Metals et Lithium Americas Corp., en plus d’un prêt relais de 2,3 milliards de dollars américains accordé à Lithium Americas. Il apparaît peu probable que les États-Unis puissent — ou souhaitent — exclure complètement le Canada de l’écosystème nord-américain des minéraux critiques.

Le Canada est confronté à une pénurie de capitaux pour les minéraux critiques. L’absence de capital-risque patient limite considérablement la capacité du pays à soutenir, tant sur le plan national qu’international, les efforts visant à diversifier les chaînes d’approvisionnement en minéraux critiques hors de la Chine.

Exploitation du potentiel en minéraux critiques du Canada

Ces capitaux sont nécessaires dès maintenant pour permettre au Canada de tirer parti d’une industrie des minéraux critiques appelée à croître de deux à trois fois pour atteindre une valeur de 500 milliards de dollars américains d’ici 2040. La demande mondiale pour six matières premières clés — le cobalt, le cuivre, le graphite, le lithium, le nickel et les terres rares — sera stimulée par plusieurs secteurs en forte expansion, notamment les véhicules électriques, les infrastructures d’énergie propre et le secteur spatial, ainsi que par des secteurs stratégiques comme la défense, la fabrication et l’électronique.

Le Canada possède une géologie de calibre mondial pour l’ensemble des six minéraux, mais demeure un acteur relativement marginal, représentant environ 2 % de l’offre mondiale de ces ressources. Selon les estimations du gouvernement canadien, si les projets désignés se concrétisent à pleine capacité, cette part pourrait atteindre en moyenne 14 % de l’offre totale d’ici 2040. Le développement de chaînes d’approvisionnement verticales, comme l’expansion d’une base manufacturière avancée, pourrait avoir un effet exponentiel sur l’approvisionnement canadien pour répondre à la demande nationale et internationale.

Pourtant, le Canada reste largement un territoire axé sur l’extraction et l’exportation. Les métaux bruts sont principalement expédiés vers la Chine, où ils sont raffinés et transformés en composants à forte valeur ajoutée. Cette situation résulte de deux décennies de décisions en matière d’allocation du capital et de l’absence d’une stratégie nationale solide, mais aussi de la capacité de la Chine à maintenir les prix des métaux bas pour éliminer la concurrence.

Un élan mondial considérable pousse l’industrie canadienne des minéraux critiques vers l’avant. Les États-Unis mobilisent leurs financements, mécanismes de marché et garanties pour développer un marché des minéraux critiques excluant la Chine. Parallèlement, l’Europe et plusieurs alliés du G20 cherchent activement à diversifier leurs chaînes d’approvisionnement en minéraux critiques, craignant que la puissance industrielle chinoise ne mette à mal leurs économies nationales et ne les rende toujours plus dépendants de Pékin.

Les récents contrôles à l’exportation de la Chine sur des minéraux clés — y compris les terres rares, le graphite, le gallium et le germanium — constituent un signal d’alarme pour les pays occidentaux, les incitant à agir rapidement.

Parmi ses alliés du G7, le Canada est le mieux placé pour tirer parti de cette situation : il possède des gisements de lithium et de graphite de haute qualité au Québec et en Ontario, des ressources en nickel d’importance mondiale au Manitoba, d’impressionnantes réserves de cuivre en Colombie-Britannique, ainsi que des terres rares réparties dans plusieurs régions du pays, notamment à Terre-Neuve-et-Labrador. Peu de pays peuvent revendiquer une telle diversité de minéraux critiques à grande échelle.

Nous avons déterminé cinq points de pression structurels qui expliquent pourquoi le secteur canadien des minéraux critiques demeure sous-capitalisé et pourquoi les forces du marché seules ne suffiront pas à corriger ce déséquilibre. Combler cet écart nécessite un agenda coordonné public-privé reposant sur des co-investissements souverains, le financement des infrastructures, des corridors de transformation partagés pilotés par les producteurs et l’intégration dans les chaînes d’approvisionnement occidentales.

Points de pression structurels

1. La perte de champions nationaux

Entre 2005 et 2012, plus de 119 milliards de dollars d’actifs canadiens dans les secteurs des métaux de base et de l’acier sont passés sous propriété étrangère.

La mondialisation accélérée du secteur minier canadien

Ces opérations s’inscrivaient dans une dynamique plus large de mondialisation : on estimait que les capitaux étrangers permettraient de libérer plus rapidement la valeur que ne pouvaient le faire des marchés financiers nationaux de taille limitée, et que la nationalité des propriétaires importait moins que les retombées économiques découlant de la production minérale et de la création d’emplois. Ce consensus a toutefois sous-estimé le coût à long terme de la perte d’entreprises nationales capables d’ancrer le développement de nouveaux projets en vue d’un cycle futur.

À mesure que les géants canadiens étaient intégrés à de grands groupes mondiaux, l’écosystème domestique de mobilisation de capitaux s’est fragilisé. La part des maisons de courtage spécialisées en mines est passée d’environ 60 % des opérations en 2010 à 20 % aujourd’hui. Une tendance comparable s’observe chez les détenteurs de capitaux : les fonds spécialisés en ressources naturelles ne représentent plus que 1 à 2 % des actifs sous gestion des fonds communs d’actions au pays, comparativement à 6 à 8 % dans les premières années suivant la crise financière mondiale.

Bon nombre des champions nationaux qui auraient pu porter les projets canadiens de lithium, de graphite et de terres rares n’existent pour ainsi dire plus. Parallèlement, les grands groupes internationaux répartissent leurs investissements en fonction de portefeuilles mondiaux qui ne concordent pas nécessairement avec les objectifs stratégiques et souverains du Canada. Cette dynamique contraste nettement avec celle des sables bitumineux, principal actif d’exploitation contrôlé par de grands acteurs nationaux bénéficiant d’un actionnariat largement canadien.

2. La concentration des capitaux autour de l’or a éclipsé les autres métaux

Sur les 700 milliards de dollars mobilisés au Canada au cours des 25 dernières années par l’entremise des marchés boursiers miniers et des opérations de fusions et acquisitions, seulement 11 % des capitaux ont été consacrés au développement de minéraux critiques en mode spécialisé. À titre comparatif, l’Australie a orienté plus du double de cette proportion vers les minéraux critiques durant la même période. Cet écart s’explique en partie par des facteurs géologiques — les gisements de cuivre australiens étant plus vastes et moins étroitement associés à l’or — et en partie par une proximité géographique accrue avec les fonderies chinoises et est-asiatiques.

La concentration accrue de l’or au Canada reflète une vague historique de fusions et acquisitions au terme de laquelle le complexe minier de l’indice S&P/TSX est devenu de plus en plus dominé par un nombre restreint de grands producteurs aurifères. En pratique, les sociétés minières ouvertes canadiennes ont évolué vers une plateforme de financement axée sur les métaux précieux — l’aboutissement de choix structurels effectués sur deux décennies par les entreprises canadiennes actives dans les minéraux critiques.

Il ne s’agit pas nécessairement d’un jeu à somme nulle entre l’or et les minéraux critiques : il existe un potentiel réel de croissance pour les deux segments, voire de création d’écosystèmes complémentaires capables de se renforcer mutuellement.

Cela dit, au Canada, l’excellence développée dans l’or ne s’est pas automatiquement transposée aux minéraux critiques pour deux raisons principales :

  • La nature des gisements aurifères canadiens a favorisé une production efficiente du métal jaune, mais s’est révélée relativement moins propice à l’extraction de minéraux associés — comme le cuivre, le nickel ou le cobalt — à titre de sous-produits. À l’inverse, la prédominance en Australie de gisements de type fer-oxyde-cuivre-or offre un portefeuille de matières premières plus diversifié.

  • Les procédés de fusion et d’affinage de l’or sont matures et uniformisés tandis que la transformation des minéraux critiques — notamment ceux destinés aux batteries — est orientée vers des usages finaux spécifiques et requiert des procédés complexes d’hydrométallurgie et de conversion chimique.

3. Les sociétés minières en phase précoce demeurent confrontées à d’importants enjeux de financement

Au Canada, les financements par actions accréditives — un incitatif fiscal permettant aux investisseurs de déduire 100 % de leur investissement de leur revenu imposable — se sont révélés particulièrement efficaces pour l’exploration en phase précoce. Ce mécanisme permet de mobiliser l’épargne de détail et de réduire le coût effectif du capital, et a contribué de manière significative au dynamisme de l’exploration minérale. Toutefois, une fois franchie la première étape d’évaluation, ces avantages fiscaux prennent fin (jusqu’au lancement de la phase de construction). Il en résulte un déficit de financement de l’ordre de 20 à 30 millions de dollars : études de faisabilité, ingénierie, obtention des permis et validation technique sont nécessaires avant toute décision finale d’investissement. Ces besoins excèdent souvent la capacité des investisseurs fortunés, tout en étant jugés trop risqués par les investisseurs institutionnels et les prêteurs. Les délais réglementaires viennent aggraver la situation, les entreprises demeurant sans revenus et avec un bilan fragilisé pendant une période prolongée.

Pour les matières premières aux applications spécialisées, comme le graphite, les terres rares et le lithium, la situation est exacerbée par l’absence de diversification des marchés. La Chine demeure souvent l’unique acheteur des concentrés minéraux. Les transformateurs chinois de lithium acquièrent le spodumène et le convertissent en lithium de qualité batterie, tandis que les concentrés de terres rares doivent être transformés en carbonate mixte de terres rares — une étape de traitement dont la capacité demeure largement insuffisante au Canada.

Peu d’investisseurs institutionnels ont jusqu’à maintenant appuyé des sociétés minières canadiennes en phase précoce dont le seul marché d’écoulement repose sur un raffineur chinois. Il en résulte un déficit structurel de financement qui a retardé pendant des années la mise en valeur de projets pourtant viables.

4. Le raffinage et la transformation confrontés à un déficit structurel

Au cours des trois dernières décennies, les pays occidentaux ont en pratique externalisé vers la Chine les activités de raffinage à faible marge et à forte intensité énergétique. Soutenue par des capitaux étatiques, des réglementations environnementales souples et des coûts de main-d’œuvre plus faibles, la Chine contrôle aujourd’hui 70 % du marché mondial du raffinage pour 19 des 20 minéraux les plus critiques au monde.

De plus, la Chine pratique la surcapacité afin de faire pression sur ses concurrents. L’utilisation mondiale du cuivre n’était que de 70 % l’an dernier, contribuant, au fil des années, à la fermeture par le Canada des fonderies de cuivre de Flin Flon, Gaspé et Kidd Creek. Aujourd’hui, seule une fonderie/raffinerie de cuivre canadienne demeure active : la fonderie Horne de Glencore à Rouyn-Noranda (Québec), ainsi que la Canadian Copper Refinery qui lui est associée.

Concurrencer directement la Chine sur le traitement en aval spécialisé, dans un contexte de surcapacité subventionnée, demeure économiquement difficile. Toutefois, l’avantage du Canada réside dans l’association d’une exposition en amont aux minéraux — où les marges sont structurellement plus élevées — avec une intégration sélective en aval dans des « corridors minéraux » offrant des avantages de coût durables, comme l’électricité hydroélectrique à faible coût et sans émissions du Québec.

5. La demande locale limitée freine la croissance de la chaîne de valeur

Les investissements dans le raffinage suivent la demande : il est difficile de construire une fonderie à forte intensité capitalistique au Canada, où la demande locale reste limitée. La fabrication de cellules de batteries en est à ses débuts, et les acquisitions dans le secteur de la défense se situent à une fraction de l’échelle américaine. La production d’aimants, le traitement des terres rares et la fabrication de précurseurs de cathode sont pour l’essentiel absents. En conséquence, les concentrés minéraux sont expédiés là où se trouvent les clients : principalement en Chine.

Le paradoxe réside dans le fait que le Canada s’est engagé à hauteur d’environ 55 milliards de dollars à attirer des fabricants de véhicules électriques et de batteries au cours des 15 prochaines années, sans lier ces subventions à l’approvisionnement local, contrairement à ce que requièrent des ressorts comparables. L’Allemagne et la France ont intégré des exigences strictes de contenu minimum de l’Union européenne et de chaînes d’approvisionnement locales dans leurs programmes de subventions pour véhicules électriques. La Corée du Sud a de même lié son soutien à l’utilisation de matériaux et composants de batterie d’origine coréenne. L’absence de telles exigences au Canada explique que ces subventions n’aient pas encore catalysé le développement d’industries annexes.

Comment combler le déficit de financement

1. Mobiliser le capital souverain sur l’ensemble de la chaîne de valeur

Le Fonds souverain pour les minéraux critiques de 2 milliards de dollars d’Ottawa nécessite un renforcement pour répondre aux besoins en capitaux considérables. À titre d’exemple, la coentreprise Korea Zinc établit une fonderie au Tennessee pour un investissement de 7,4 milliards de dollars américains, illustrant l’intensité capitalistique des projets en aval. La mise en place complète d’une chaîne intégrée d’exploitation, de raffinage et de transformation des minéraux critiques exige un ordre de grandeur de capital patient capable de soutenir des années de construction et de validation commerciale.

Le Fonds de croissance du Canada a déjà réalisé trois investissements miniers pour combler ce déficit. Son récent co-investissement dans Thompson Nickel Mines au Manitoba, aux côtés du groupe américain Orion Resource Partners LP et du brésilien Vale SA, a permis de sécuriser le projet, d’attirer des capitaux corporatifs crédibles et de démontrer un engagement souverain fort. Cette initiative fait suite aux investissements du Fonds de croissance dans l’installation de Nouveau Monde Graphite au Québec et dans le projet cuivre-zinc de Foran Mining Corp. en Saskatchewan.

À l’international, la Banque brésilienne de développement offre un modèle intéressant : un fonds mixte de 1 milliard de dollars américains structuré avec des capitaux publics et privés (y compris le champion national Vale), géré à distance et déployé sur l’ensemble de la chaîne — extraction, raffinage et transformation. Cette structure, soutenue par des fonds gouvernementaux, instaure une discipline commerciale tout en rendant les projets stratégiques finançables.

2. Mobiliser le capital pour les infrastructures afin de débloquer de nouvelles régions

Co-investir dans les infrastructures nécessaires — routes, lignes de transmission, raccordements au réseau dans les régions minières éloignées — réduit le prix de revient nécessaire d’un projet d’environ 22 à 24 %, représentant le levier le plus important de toute mesure politique individuelle, selon une analyse récente de la Banque de l’infrastructure du Canada (BIC).

Le développement des infrastructures associées se prête particulièrement aux caisses de retraite et aux investisseurs institutionnels à long terme, qui sont les mieux placés pour y participer : risque inférieur à celui d’un investissement en actions dans une société minière junior, flux de trésorerie contractuels et rendements comparables à ceux des infrastructures. La seule région riche en métaux du « Cercle de feu » en Ontario nécessite jusqu’à 2,4 milliards de dollars en routes et lignes de transmission avant qu’une seule mine devienne commercialement viable. Pour les caisses de retraite, il s’agit d’une occasion de financer des infrastructures à condition d’avoir la certitude de leur réalisation, que celles-ci puissent servir à plusieurs usages et même constituer un tremplin pour de nouveaux développements.

L’investissement dans les collectivités éloignées, dont plusieurs se trouvent sur des territoires des Premières Nations, constitue une autre occasion. Toutefois, contrairement à l’Alberta et à la Colombie-Britannique, où des précédents commerciaux dans le secteur pétrolier et gazier sont bien établis avec les collectivités autochtones, ces juridictions minières nécessitent un accompagnement pour renforcer la gouvernance locale et la préparation technique afin de garantir le succès commercial à long terme.

3. Développer des corridors minéraux autour des principaux gisements canadiens

Une infrastructure de traitement partagée permet de résoudre plusieurs problèmes simultanément. Par exemple, les six projets québécois de lithium à haute teneur et à fort tonnage pourraient bénéficier d’un pôle régional de raffinage. Une logique similaire s’applique à la ceinture de lithium allant de Thunder Bay à Winnipeg, ainsi qu’au gisement de nickel de Sudbury, qui dispose déjà d’infrastructures de raffinage de calibre mondial pouvant être étendues pour servir de nouveaux projets de minéraux critiques dans le nord de l’Ontario.

De tels raffinages centralisés offriraient aux sociétés minières juniors et intermédiaires des acheteurs crédibles non chinois, renforçant ainsi leur modèle d’affaires et leur attrait pour les investisseurs. Les corridors pourraient également générer des effets économiques en cascade bénéficiant aux secteurs logistique, transport, commercial et résidentiel, ainsi qu’aux autres services. La mise en place d’une raffinerie centrale de lithium partagée pourrait être structurée avec des garanties de prêts gouvernementales et des accords d’achat d’ancrage avec des fabricants de batteries en Europe, en Corée, au Japon et auprès de producteurs canadiens émergents.

Ces engagements d’achat rendent à leur tour les projets finançables sur les marchés boursiers canadiens et, à terme, admissibles au financement de projets. L’économie de l’infrastructure s’améliorerait encore si la prolongation du chemin de fer du Plan Nord au Québec se concrétise — une initiative portée par la Cree Development Corporation qui réduirait considérablement l’empreinte environnementale et les coûts en capital du gisement québécois de lithium.

4. Attirer les grands acteurs mondiaux pour améliorer la rentabilité des projets

Le Fonds de croissance du Canada est bien positionné pour co-investir aux côtés des grandes entreprises mondiales, fournir des accords d’achat garantis qui sécurisent les revenus et tirer parti des crédits d’impôt à l’investissement pour améliorer la rentabilité des projets. Le partenariat du Fonds de croissance avec Strathcona Resources Ltd. pour la construction d’une installation de capture et de stockage du carbone de 2 milliards de dollars en est un exemple concret : le gouvernement a souscrit à la moitié du capital et a permis que la pleine valeur du crédit d’impôt à l’investissement profite aux investisseurs privés. Les instruments de sécurisation des revenus, comme les accords d’achat et les contrats à terme sur différence, peuvent réduire le seuil de rentabilité d’un projet d’environ 18 à 19 %, selon une analyse de la Banque de l’infrastructure du Canada. La combinaison de l’investissement dans les infrastructures, de la sécurisation des revenus et de la co-participation en capital pourrait placer les projets canadiens en tête de liste des priorités pour les grands acteurs mondiaux.

5. Renforcer les liens avec les chaînes d’approvisionnement américaines — tout en diversifiant

Peu de gouvernements font plus que les États-Unis pour remodeler l’ordre mondial des minéraux. L’Office of Strategic Capital américain est autorisé à mobiliser entre 100 et 200 milliards de dollars US afin de soutenir les chaînes d’approvisionnement dans les secteurs de la défense et de l’industrie — soit environ 15 à 20 fois le financement fédéral canadien. Le Project Vault de Washington, un stock stratégique de minéraux critiques de 12 milliards de dollars US, est déjà opérationnel et conclut des accords avec d’autres pays.

Le développement de liens plus étroits avec les chaînes d’approvisionnement américaines constitue l’avantage structurel le plus significatif du Canada, difficilement reproductible par d’autres juridictions. Des accords stratégiques sous l’égide du projet Vault permettraient de garantir que les minéraux canadiens respectent les règles d’origine américaines pour les batteries et véhicules électriques. Des engagements d’achat assurés offriraient au Canada à la fois un signal de demande et la certitude de financement nécessaires pour assurer la viabilité économique de l’exploitation, du raffinage et de la transformation.

Cette stratégie n’est pas sans risque : un alignement plus profond avec Washington pourrait soumettre les minéraux canadiens aux priorités de licences d’exportation et d’acquisition de défense des États-Unis, qui favorisent en premier lieu la politique industrielle américaine. Pour préserver sa souveraineté sur ses ressources, le Canada devrait adopter une stratégie de diversification robuste ciblant ses alliés européens et asiatiques, en s’appuyant sur ses 26 nouveaux investissements et partenariats avec des pays du G7 qui ont permis de débloquer 6,4 milliards de dollars de projets de minéraux critiques.

Cinq leçons tirées du modèle australien

L’Australie et le Canada ont des dotations géologiques et des traditions minières comparables, mais les similitudes s’arrêtent là. L’Australie a constamment devancé le Canada dans la diversification de sa richesse en ressources en déployant une stratégie robuste axée sur la mobilisation de capitaux, l’autorisation de projets et le financement des infrastructures — façonnant en fin de compte le comportement des investisseurs.

Voici en quoi les modèles australien et canadien ont divergé :

1. Des investisseurs d’ancrage ont tracé la voie

Les caisses de retraite australiennes maintiennent une allocation permanente aux ressources soutenue par des investisseurs spécialisés dans le secteur minier capables de comprendre le profil de risque à chaque étape du développement. Les caisses de retraite canadiennes n’ont pas la même obligation, et leur base d’investisseurs s’est tournée au cours des 15 dernières années vers les secteurs de la technologie et de la santé, et vers les actions mondiales. Cela a rendu le capital minier au Canada épisodique, dépendant des cycles, et de plus en plus averse au risque aux étapes critiques du développement. Il en résulte un environnement de financement local plus fragile pour les entreprises minières canadiennes, tendance en partie expliquée par la performance historiquement plus faible du rendement total des sociétés minières canadiennes par rapport à leurs homologues australiennes.

2. Mécanismes pour gérer les creux de financement

Si les deux pays réussissent à financer l’exploration en phase précoce, le parcours canadien diverge fortement par la suite. Le financement par actions accréditives — qui offre des incitatifs fiscaux aux premières étapes — est efficace, mais limité à l’exploration. Il en résulte que les phases d’études de faisabilité, de construction et de première production disposent de peu de leviers de financement et d’incitation, créant une motivation structurelle à vendre les actifs prématurément plutôt que de les développer et les exploiter. En Australie, un bassin de capitaux plus profond, alimenté par les caisses de retraite et les investisseurs spécialisés dans les ressources, a permis l’émergence de producteurs de taille intermédiaire que le Canada ne possède pratiquement pas.

3. La certitude dans l’octroi de permis comme levier de financement

Les cadres d’approbation australiens intègrent des délais légaux pour éviter que les procédures ne s’éternisent. Au Canada, les examens multipartites aux niveaux fédéral et provincial, combinés à des processus de consultation ouverts, peuvent durer cinq ans ou plus sans échéance définie. Comme les risques liés aux permis affectent directement la rentabilité des projets, ces retards constituent un obstacle majeur à l’investissement.

4. Le cercle vertueux de la richesse et de l’expertise dans les métaux de base

Australia’s commodity diversity is anchored in bulk and base metals—iron ore, metallurgical coal, copper, bauxite and alumina—in greater propensity than Canada and its precious metals. That mix supported the growth of BHP Group, Rio Tinto Ltd and Fortescue Ltd., which are now backing other critical minerals including the energy-transition metals like lithium and rare earths. While Canada’s geology is diverse, public markets, historical mergers and acquisitions (M&A) and resulting producer base tilted towards gold companies.

5. L’accès aux marchés et les liens asiatiques ont stimulé la demande

L’essor de la sidérurgie asiatique, notamment en Chine, mais aussi au Japon et en Corée, a généré des contrats à long terme pour le minerai de fer et le charbon métallurgique australiens, soutenant l’essor des grands groupes miniers australiens. Ces relations commerciales solides se sont désormais étendues au cuivre, à l’alumine et à d’autres matériaux émergents pour batteries. Le Canada, en revanche, a tissé ses liens commerciaux avec l’Amérique du Nord et l’Europe, et s’est retrouvé désavantagé du point de vue des coûts par rapport aux raffineurs asiatiques, tout en manquant le carrefour de la demande issu des chaînes de valeur des batteries en Asie.

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Collaborateurs

Shaz Merwat, responsable principal, Politique énergétique

Yadullah Hussain, directeur de rédaction

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Les investissements dans les technologies géothermiques de nouvelle génération connaissent une forte croissance à l’échelle mondiale, stimulés par des percées récentes dans les techniques de forage qui transforment rapidement l’économie et la viabilité de la production d’électricité géothermique. Selon l’Agence internationale de l’énergie et les données d’Underground Ventures, un investisseur spécialisé dans la géothermie, le financement consacré à ces technologies de nouvelle génération a atteint environ 3 milliards de dollars canadiens en 20251. Les États-Unis et l’Indonésie dominent actuellement les investissements dans les projets de production d’électricité et de chauffage géothermiques2.

Bien que le Canada dispose d’une expertise de calibre mondial en matière de sous-sol, de gradients géothermiques élevés dans l’Ouest et le Nord-Ouest du pays, ainsi que d’entreprises comme Eavor, DEEP Earth Energy et Tu Deh-Kah Geothermal, le déploiement de la géothermie à l’échelle nationale accuse un retard considérable. Le Canada produit actuellement moins de six mégawatts (MW) d’électricité géothermique, soit 0,004 % de la capacité installée du pays3.

Selon l’Agence internationale de l’énergie, les investissements mondiaux dans l’énergie géothermique pourraient atteindre 3 000 milliards de dollars canadiens d’ici 20504, les pays recherchant une source d’énergie de base fiable et sans émissions pour compléter les énergies renouvelables intermittentes. Les technologies avancées sont essentielles pour développer la géothermie, qui était traditionnellement limitée à certaines zones présentant une géologie appropriée. Deux technologies se distinguent : 1) Les systèmes géothermiques stimulés, qui s’inspirent des techniques de forage du schiste, créent de nouvelles fractures dans les roches chaudes en profondeur, y injectent des fluides et utilisent la vapeur produite pour générer de l’électricité5 ; 2) Les systèmes géothermiques en boucle fermée, qui reposent également sur des techniques de forage avancées et font circuler un liquide dans des conduites souterraines pour produire de l’électricité6,7..

Les innovations récentes réduisent considérablement les coûts. Les techniques de forage évoluées empruntées au secteur pétrolier et gazier, notamment les trépans à pastilles de diamant polycristallin et la surveillance en temps réel par fibre optique, abaissent les coûts de puits de 12 à 26 % par rapport aux estimations antérieures8. Des entreprises comme Fervo Energy, basée à Houston, ont démontré une production soutenue de 8 à 10 MW à partir de puits uniques sur leur projet Cape Station, en Utah, confirmant la viabilité commerciale des systèmes géothermiques stimulés9. De nouvelles analyses technico économiques montrent que, dans des régions à fort gradient comme le mont Meager en Colombie-Britannique ou le bassin de Liard dans les Territoires du Nord-Ouest, le coût actualisé de l’énergie pour les systèmes géothermiques stimulés pourrait descendre à 45–53 $ CA par MWh grâce à l’innovation continue, les rendant compétitifs par rapport aux centrales à cycle combiné au gaz et moins coûteux que les technologies nucléaires de nouvelle génération10.

Enjeux pour le Canada dans la course géothermique mondiale

L’occasion pourrait être importante.

Des recherches récentes menées à Baker Lake, au Nunavut, révèlent que des régions auparavant écartées du Bouclier canadien pourraient receler des ressources géothermiques profondes exploitables. Avec un gradient mesuré de 28 °C/km, nettement supérieur aux estimations nationales antérieures, la modélisation indique une probabilité de 90 % qu’un système profond de quatre kilomètres puisse répondre aux besoins de chauffage de la communauté, avec un potentiel de production d’électricité à 7 ou 8 km de profondeur11.

La Saskatchewan tire déjà parti de son expertise dans le domaine du pétrole et du gaz.

L’entreprise DEEP Earth Energy, basée à Saskatoon, s’est associée au fournisseur de services pétroliers SLB pour développer la première installation géothermique commerciale du Canada près d’Estevan, à la frontière entre la Saskatchewan et le Dakota du Nord. La phase 1 prévoit le forage de deux puits, et la phase 2 pourrait atteindre 18 puits pour une production de 30 MW12. Le projet mise sur les aquifères sédimentaires chauds du Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien et démontre que l’infrastructure pétrolière et gazière du pays, qu’il s’agisse des appareils de forage, de l’expertise ou des chaînes d’approvisionnement, peut être mobilisée pour la géothermie.

Cependant, la fragmentation réglementaire menace de freiner cette dynamique.

Seules l’Alberta, la Colombie-Britannique et la Nouvelle-Écosse ont adopté un cadre réglementaire dédié à la géothermie. Il n’existe aucune stratégie nationale, aucun programme coordonné de recherche et développement, et les outils financiers permettant de réduire les risques sont insuffisants pour accélérer les projets en phase initiale. Un modèle réglementaire national que les provinces pourraient adapter rapidement à leurs besoins, combiné à des initiatives soutenues par l’État comme l’Alberta Drilling Accelerator (ADA), pourrait catalyser le développement géothermique au Canada en réduisant les coûts de forage, en développant des outils adaptés aux hautes températures et en optimisant la stimulation des réservoirs.

Le Canada risque de laisser passer sa chance de prendre le leadership.

The U.S. Department of Energy’s Enhanced Geothermal Shot targets electricity costs below CAD$61/MWh by 2035.13 with billions in funding. Tech giants including Google, Meta, and Microsoft are investing heavily in geothermal partnerships. China, Indonesia, and the Philippines are rapidly expanding deployment. If Canada does not act with coordinated policy, regulatory harmonization, and strategic R&D investment, it risks becoming a technology taker rather than a technology maker in a sector where Canadian subsurface expertise and geological endowment offer natural advantages. Le programme Enhanced Geothermal Shot du département de l’Énergie des États‑Unis vise à ramener le coût de l’électricité sous les 61 $ CA par MWh d’ici 203513, grâce à des investissements de plusieurs milliards de dollars. Des géants technologiques comme Google, Meta et Microsoft investissent massivement dans des partenariats géothermiques. La Chine, l’Indonésie et les Philippines accélèrent rapidement le déploiement de cette technologie. Si le Canada n’agit pas avec des politiques coordonnées, une harmonisation de la réglementation et des investissements stratégiques en R-D, il risque de gaspiller l’expertise souterraine et la dotation géologique qui offrent des avantages naturels.

Vivan Sorab est responsable principale, Technologie propre, au sein de l’équipe Leadership avisé RBC.

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Six graphiques d’analyse des relations pétrolières Canada–États-Unis, en contexte de nouveaux développements géopolitiques sur les marchés pétroliers

Les États-Unis adorent le pétrole lourd. Le mélange est essentiel pour le diésel, le carburéacteur et les produits pétrochimiques, et le Canada est, de loin son plus important fournisseur étranger. Toutefois, un plan américain pour influer sur le pétrole vénézuélien et le relancer a fait craindre que le Canada – dont plusieurs industries nationales sont déjà sous pression américaine – ne commence à perdre des parts de marché au profit du brut lourd vénézuélien d’ici quelques années. Il pourrait s’agir d’une pression exercée par Washington sur la ressource la plus prisée au Canada.

Le pétrole canadien a supplanté ses rivaux, notamment le Vénézuéla et l’OPEP, sur le marché américain au cours des trois dernières décennies

Le pétrole canadien a supplanté ses rivaux, notamment le Vénézuéla et l’OPEP, sur le marché américain au cours des trois dernières décennies

Les tendances des importations de brut aux États-Unis illustrent un net écart structurel entre le Canada et le Vénézuéla. Il en résulte une réorientation fondamentale de la dépendance des États-Unis à l’égard des approvisionnements du Canada, ce qui est le fruit de la fiabilité, des infrastructures et des dépenses en capital à long terme.

Toutefois, le pétrole canadien ne se limite pas à la région du Golfe (PADD 3). Il s’agit aussi d’un acteur stratégique et essentiel du complexe de raffineries du Midwest américain (PADD 2)

Toutefois, le pétrole canadien ne se limite pas à la région du Golfe (PADD 3). Il s’agit aussi d’un acteur stratégique et essentiel du complexe de raffineries du Midwest américain (PADD 2)

Le brut vénézuélien dominait autrefois les volumes d’importation de la côte du Golfe, mais son effondrement a créé un marché qui n’a été comblé que partiellement par les barils canadiens. La côte du Golfe est considérée comme un front majeur, mais seulement 10 % du total des importations du Canada sont dirigées vers la région connue sous le nom de PADD 3. La plus grande croissance du brut canadien a eu lieu dans la région des raffineries du Midwest (connue sous le nom de PADD 2) qui représente 69 % de la croissance totale des exportations canadiennes vers les États-Unis au cours des trente dernières années.

Les raffineries américaines sont conçues pour les sables bitumineux et autres pétroles lourds : la codépendance avec le Canada sera difficile à rompre

es raffineries américaines sont conçues pour les sables bitumineux et autres pétroles lourds : la codépendance avec le Canada sera difficile à rompre

La croissance de la capacité de raffinage aux États-Unis a été concentrée dans les PADD 3 et 2, renforçant ainsi l’orientation du système vers des unités de raffinage complexes et de grande envergure. La domination de la côte du Golfe est le fruit de décennies d’investissements destinés à traiter des bruts disponibles plus lourds et plus diversifiés, ce qui en fait à la fois un centre de raffinage national et une plaque tournante de l’approvisionnement à l’échelle mondiale.

Les États-Unis et le Canada sont prêts à profiter du boom des matières plastiques – Les raffineries américaines ont dépensé des milliards pour soutenir leur secteur pétrochimique dépendant du pétrole lourd

Les États-Unis et le Canada sont prêts à profiter du boom des matières plastiques – Les raffineries américaines ont dépensé des milliards pour soutenir leur secteur pétrochimique dépendant du pétrole lourd

La capacité de cokéfaction reste un élément déterminant de la capacité du système américain à traiter le brut lourd, la majorité des investissements étant concentrée le long de la côte du Golfe. L’expansion constante des unités de cokéfaction au fil du temps montre comment les raffineurs ont structurellement adapté leurs actifs à des barils de pétrole plus lourd, renforçant ainsi leurs relations d’approvisionnement qui favorisent le brut canadien.

Le Canada assure la sécurité pétrolière des États-Unis, tandis que les raffineries américaines servent de porte d’entrée du pétrole canadien pour atteindre les marchés mondiaux

Le Canada assure la sécurité pétrolière des États-Unis, tandis que les raffineries américaines servent de porte d’entrée du pétrole canadien pour atteindre les marchés mondiaux

Le système énergétique américain est de plus en plus axé sur les exportations, les produits pétroliers représentant la majorité des volumes sortants au fil du temps. Cela souligne le rôle de la côte du Golfe non seulement en tant que centre de raffinage, mais aussi en tant que plateforme pétrochimique et d’exportation essentielle.Pour le Canada, cela renforce l’importance de l’accès au marché, du mélange, du raffinage et des voies de réexportation dans un paysage commercial mondial en pleine évolution.

Toutefois, les investissements pétroliers américains au Canada ont connu une décennie de fuite des capitaux

Toutefois, les investissements pétroliers américains au Canada ont connu une décennie de fuite des capitaux

Malgré toute l’intégration transfrontalière, les investissements américains dans le secteur canadien des ressources (mines, pétrole et gaz) ont chuté de plus de la moitié par rapport au sommet de 39,1 G USD de 2011. Entre-temps, les investissements des États-Unis dans les autres pays de l’hémisphère américain ont connu une croissance constante, passant de 16 G USD en 2000 à 64 G USD en 2024, même sans le Vénézuéla.

La concurrence entre les États-Unis et l’hémisphère occidental pour attirer les investissements s’intensifie. Le Canada devra s’assurer de la présence de capitaux américains pour conserver sa position dominante sur le marché américain.

Contributeurs

Shaz Merwat, responsable principal, Politique énergétique, Leadership avisé de RBC

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Le protocole d’accord entre le Canada et l’Alberta ouvre la voie à la province pour qu’elle devienne une superpuissance énergétique continentale, tant en matière de sources d’énergie traditionnelles que non traditionnelles. L’un des éléments clés du protocole d’accord porte sur la construction d’un oléoduc de bitume, sous réserve que l’Alberta mette en œuvre, en parallèle, plusieurs projets et programmes énergétiques à faible teneur en carbone.

À l’heure actuelle, le répertoire des grands projets de la province comprend près de 1 000 projets d’une valeur de 167 milliards de dollars. L’intégration d’un nouvel oléoduc d’envergure, accompagnée d’une croissance substantielle des centres de données et des activités de production et de distribution d’énergie connexes, pourrait faire passer ce chiffre à plus de 400 milliards de dollars.

Voici cinq thèmes qui ressortent du protocole d’accord :

1. Une feuille de route claire : Le niveau de précision que l’on y trouve renforce le mordant du protocole d’accord. Contrairement à la plupart des protocoles d’accord qui se contentent de décrire les grandes lignes des aspects de la coopération, celui-ci établit des directives et des cibles claires.

2. Des délais serrés : Les échéanciers serrés laissent entrevoir une urgence qui met la pression sur l’Alberta pour qu’elle mette rapidement en œuvre plusieurs politiques climatiques afin d’assurer l’expansion de son secteur des combustibles fossiles. La date limite pour la plupart des mesures clés requises du côté de l’Alberta (accords d’équivalence sur la tarification du carbone et sur le méthane et accord trilatéral avec l’Alliance Nouvelles voies) est fixée au 1er avril 2026. Cela crée également un sentiment d’urgence en Colombie-Britannique, où le premier ministre David Eby devra prendre rapidement des décisions concernant un nouvel oléoduc (et l’expansion projetée de l’oléoduc Trans Mountain) traversant sa province.

3. Un nouvel oléoduc de bitume : Le succès du protocole d’accord, notamment dans le contexte d’un nouvel oléoduc de bitume de grande envergure, repose sur le devoir de consultation, historiquement contestée, et sur la Loi visant à bâtir le Canada qui permettrait de contourner les difficultés juridiques à venir, qui semblent à ce point presque inévitables.

4. Une proposition de 700 000 barils par jour : On s’attend à ce que le gouvernement de l’Alberta demeure le principal promoteur du projet jusqu’à ce que toutes les parties, y compris les groupes autochtones, se joignent à lui pour réduire les risques de retards et de dépassements de coûts qui ont entaché les précédents projets d’expansion d’oléoducs. À court ou à moyen terme (cinq prochaines années), l’expansion des oléoducs sur le réseau principal d’Enbridge et sur le Trans Mountain, propriété du gouvernement fédéral, augmentera la capacité de 600 000 à 700 000 barils par jour, ce qui devrait suffire à soutenir la croissance pour le reste de cette décennie.

5. Une croissance de l’économie à faibles émissions de carbone : L’importance accordée aux commentaires non liés au pétrole et au gaz, comme l’expansion considérable de la production d’énergie pour l’industrie lourde traditionnelle, mais aussi autour des centres de données, des interconnexions et des chaînes d’approvisionnement nationales (p. ex. l’acier et les tuyaux canadiens et le captage du carbone), suggère l’établissement de liens par le gouvernement fédéral afin de s’assurer qu’un éventuel essor de l’Alberta se répercute sur l’ensemble des secteurs et des provinces.

Ce qui est négligé

  • La date de la hausse du prix lié au système TIER (Technology Innovation and Emissions Reduction) de l’Alberta, qui passera à 130 $ la tonne, n’est pas précisée. Le seuil de référence fédéral canadien devait être franchi en 2027-2028. Depuis, les prix actuels du système TIER en Alberta ont augmenté pour atteindre de 25 $ à 27 $ la tonne (comparativement à 17 $ et 18 $ la tonne il y a à peine quelques semaines) sous l’effet du sentiment de confiance suscité par le protocole d’accord, selon le bureau de négociation des Solutions des marchés environnementaux de RBC. Structurellement, le marché TIER continue d’être excédentaire.

  • Le protocole d’accord fait particulièrement référence à l’inclusion de la récupération assistée du pétrole (RAP) dans le cadre de la prolongation des crédits d’impôt fédéraux existants en matière de captage, d’utilisation et de stockage du carbone (CUSC). Les retombées économiques positives découlant de la capacité à monétiser ce flux pétrolier supplémentaire peuvent être considérables. Selon une étude de l’Université de Calgary, certains réservoirs de RAP-CUSC de l’Alberta sont économiquement viables à un prix du carbone de 60 $ la tonne. En comparaison, une étude de la Colorado School of Mines suggère qu’aux États-Unis, l’autorisation de RAP dans le cadre du crédit d’impôt en vertu de l’article 45Q (qui a été conçu pour accélérer le captage, l’utilisation et le stockage du carbone) pourrait procurer un avantage économique supplémentaire se situant entre 95 $ US et 120 $ US par tonne d’équivalent CO2.

  • La construction d’un oléoduc de bitume et la construction des projets Nouvelles voies de captage, d’utilisation et de stockage du carbone sont des conditions préalables l’une à l’autre. Toutefois, cette condition préalable dépend de la mise en œuvre des « projets de la première phase de Nouvelles voies » (22 millions de tonnes sur la capacité totale de 50 millions de tonnes de Nouvelles voies). L’on ne sait pas s’il s’agit d’une initiative de captage (12 millions de tonnes) ou de réduction des émissions (10 millions de tonnes).

    Shaz Merwat, responsable principal, Politique énergétique, Leadership avisé de RBC