Énergie Archives

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Alors que le monde entier tente de sécuriser l’accès aux minéraux critiques, essentiels à l’économie moderne, le Canada doit prendre une décision cruciale. Quel rôle le pays peut-il jouer dans la réduction du risque lié à la chaîne d’approvisionnement en minéraux critiques, largement dominée par la Chine ?

Lors de la conférence de l’Association canadienne des prospecteurs et entrepreneurs (ACPE) de 2025, cette question était au cœur des préoccupations des chefs de file, des dirigeants et des investisseurs de l’industrie. Nous nous sommes appuyés sur le document Regard critique sur les minéraux critiques pour vous présenter cinq minéraux de plus en plus importants pour l’économie de l’avenir.

Ces minéraux sont essentiels dans cinq secteurs clés, soit l’intelligence artificielle, la sécurité des frontières, les soins de santé, l’énergie et la défense. Toutefois, les chaînes d’approvisionnement sont vulnérables, la concurrence internationale est féroce, et le Canada doit jongler avec des enjeux complexes liés aux politiques, aux investissements et au traitement afin de devenir un leader mondial dans le domaine.

Consultez les documents :

1. Gallium : le plus crucial des minéraux critiques. Secteur clé : Intelligence artificielle

Minéraux Critiques – Gallium

2. Germanium : un minéral essentiel à la sécurité des frontières. Secteur clé : Sécurité des frontières

Minéraux Critiques – Germanium

3. Graphite : le couteau suisse des minéraux critiques. Secteur clé : Défense

Minéraux Critiques – Graphite

4. Hélium : le minéral critique de demain. Secteur clé : Soins de

Minéraux Critiques – Helium

5. Terres rares : une solution de rechange à la Chine nécessaire. Secteur clé : Énergie

Minéraux Critiques – Rare Earths

Il est temps de porter un regard critique sur les minéraux critiques.

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Chaque année, Toronto accueille la plus importante conférence au monde consacrée à l’exploitation minière. Plus de 27 000 cadres supérieurs, investisseurs et décideurs politiques du secteur minier mondial y assistent, rassemblés par l’Association canadienne des prospecteurs et entrepreneurs (ACPE). La conférence de cette année, qui se tiendra du 2 au 5 mars, est particulièrement cruciale.

Les minéraux critiques seront au cœur des discussions, compte tenu de l’importance qu’ils revêtent dans la course géopolitique croissante entre les États-Unis et la Chine. Ils ne constituent peut-être pas le pilier de l’exploitation minière, mais les minéraux comme le gallium et le lithium sont des intrants essentiels de technologies de pointe dans les secteurs de l’énergie, de la défense, de l’industrie manufacturière et, de plus en plus, de l’intelligence artificielle. Les pays qui disposent d’un accès sécurisé à ces minéraux critiques assureront leur compétitivité économique à l’échelle mondiale et leur sécurité nationale.

Voici trois grandes questions que nous étudierons dans le cadre la conférence de l’ACPE 2025 :

1. Pourquoi un tel engouement pour les minéraux critiques ?

Des semi-conducteurs de pointe utilisés en intelligence artificielle à la fabrication de véhicules électriques et de batteries, en passant par les avancées technologiques dans les secteurs de la défense et de l’aérospatiale, les minéraux critiques sont à la base des composantes essentielles de la quatrième révolution industrielle, une ère de forces technologiques perturbatrices résultant d’une interaction humain-machine accrue.

Actuellement, la Chine domine l’ensemble de la chaîne de valeur des minéraux critiques, de l’exploitation minière à la demande d’utilisation finale en passant par le raffinage et le traitement. L’Agence internationale de l’énergie a dressé une liste de six minéraux critiques fondamentaux (cuivre, lithium, nickel, cobalt, graphite et métal du groupe des terres rares) et, en moyenne, la Chine représente les deux tiers de la capacité mondiale de raffinage pour ce groupe. Pour leur part, les États-Unis disposent de réserves nationales limitées de minéraux critiques et dépendent entièrement des importations, souvent en provenance de la Chine.

Cette lutte pour la suprématie technologique mondiale que se livrent la Chine et les États-Unis se manifeste par une guerre pour les ressources de minéraux critiques, un nouveau grand jeu pour le XXI^e siècle, comparable à l’importance géopolitique que revêtait le pétrole au lendemain de la Seconde Guerre mondiale.

2. Quel rôle le Canada peut-il jouer dans la protection des chaînes logistiques des minéraux critiques ?

Le Canada et les États-Unis entretiennent des relations commerciales bien établies dans le secteur des minéraux et des métaux, puisqu’ils sont le principal partenaire commercial l’un de l’autre. En 2024, les importations canadiennes de minéraux non combustibles s’élevaient à 40 milliards de dollars US, soit 24 % des importations américaines totales. Le pays est également la plus grande source d’importations de minéraux critiques des États-Unis en termes de valeur monétaire, mais ces importations sont en grande partie constituées de minéraux critiques « commerciaux » comme l’aluminium, le nickel et le zinc.

On observe une augmentation du nombre de minéraux critiques de créneau, moins commerciaux, mais stratégiquement importants, qui revêtent une importance vitale pour les applications de défense, la sécurité à la frontière et la fabrication de puces de pointe. Les approvisionnements en minéraux de ce type, notamment le gallium, le germanium, l’antimoine et le tungstène, sont concentrés en Chine et sont soumis aux contrôles chinois des exportations. C’est dans ce sous-ensemble de minéraux en particulier que nous pensons que le Canada peut jouer un rôle essentiel en réduisant les risques qui pèsent sur les chaînes logistiques des minéraux critiques des États-Unis et du G7.

3. À quoi peut-on s’attendre de la conférence ?

Cette année, la conférence de l’ACPE aura une orientation politique plus marquée que d’habitude, étant donné les tensions accrues suscitées par l’approvisionnement en minéraux critiques des États-Unis, déjà observées dans les pourparlers de paix en Ukraine, mais aussi dans les commentaires du président Trump sur le Groenland et le Canada. Les discours continus des décideurs politiques et des dirigeants du secteur de l’exploitation minière sur le potentiel du Canada peuvent renforcer l’idée que le Canada a des alliés et des partenaires économiques.

Nous nous attendons à en apprendre davantage sur la manière dont le Canada peut accroître sa compétitivité en attirant des capitaux dans le secteur des minéraux critiques. Les gouvernements pourraient notamment jouer un rôle plus important en concluant des accords d’exploitation, en améliorant les incitations fiscales (par exemple, en augmentant les crédits d’impôt à l’investissement), en sécurisant l’accès au marché et en simplifiant le processus d’octroi des permis.

Leadership avisé RBC publiera un rapport plus détaillé sur les minéraux critiques dans le courant de la semaine prochaine, ainsi que des commentaires tout au long de la conférence de l’ACPE. Vous pouvez trouver nos recherches et nos perspectives dans l’Espace commercial RBC.

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À la remorque des applications d’avant-garde des GAFAM, dont le moteur ChatGPT d’OpenAI n’est qu’un exemple, l’intelligence artificielle redessine rapidement les contours de l’économie mondiale. Les entreprises voient en elle un outil de transformation de leurs activités, ce qui risque d’entraîner d’importantes mutations ou perturbations de l’économie. La révolution de l’IA repose sur l’infrastructure névralgique qui, du traitement des requêtes élémentaires aux processus génératifs les plus complexes, fait tourner les applications : les centres de données.

Chaque sollicitation de l’IA exige une importante puissance de traitement. Une requête ChatGPT nécessite 10 fois plus d’énergie qu’une recherche Google standard. Dans le cas d’une tâche IA plus complexe (génération de texte ou d’images, par exemple), la consommation croît exponentiellement. La croissance de la demande en électricité est due en grande partie aux centres de données. Si tous les projets de centre de données actuellement examinés par les organismes de réglementation étaient réalisés, ils compteraient, d’ici 20301, pour 14 % des besoins en électricité du Canada tout entier (la proportion serait voisine aux États-Unis : 12-15 %².

La construction de ces 20 ou 30 centres et des infrastructures informatiques connexes3 entraînerait des dépenses en immobilisations de 100 milliards de dollars. L’IA est toutefois énergivore ; disposera-t-on d’assez d’électricité ? Quels seront les impacts sur l’environnement et, plus généralement, sur la compétitivité des branches d’activité canadiennes en jeu ?

The power behind ChatGPT: How data centres process search queries

Principaux points à retenir

Les organismes de réglementation canadiens examinent actuellement des demandes d’autorisation visant des centres de données qui exigeront au total une capacité de 15 GW – de quoi alimenter 70 % des ménages du pays.
L’IA est le premier moteur de cette croissance ; la construction des centres de données et des infrastructures connexes nécessitera des immobilisations chiffrées à 100 milliards de dollars.
Dans ce contexte de croissance axée sur l’IA, les sources d’énergie propre du Canada lui confèrent un avantage stratégique. Bien que sujet de controverse, le gaz naturel est aussi un élément de solution clé. L’énergie nucléaire offre également des possibilités, mais s’accompagne de longs délais de mise en œuvre.
Les émissions annuelles du Canada pourraient croître de 3 % s’il fallait produire les six gigawatts supplémentaires exigés par les centres de données au moyen de centrales au gaz. Des installations de captage et de stockage du carbone (CSC) permettraient d’infléchir cette hausse.
Sur la scène de l’IA, les centres de données locaux renforcent la position du Canada en préservant notre souveraineté et en renforçant la cybersécurité tout en favorisant l’intégration nord-américaine.
La prochaine étape clé vers le maintien du leadership nord-américain consistera à rationaliser la gouvernance en matière d’IA. Le réexamen dont l’AEUMC fera l’objet en 2026 entraînera probablement des changements sur le plan du commerce numérique.
Les efforts ciblés visant à promouvoir l’adoption de l’IA dans les PME canadiennes (dont dépend la moitié de notre PIB) pourraient contribuer au redressement du pays en matière de productivité.

Pour un pouvoir de négociation accru

Des choix stratégiques s’imposent à notre pays. Abstraction faite des intérêts économiques, la confidentialité des données, la sécurité nationale et la résilience face aux cybermenaces nous imposent de disposer de nos propres centres de données.

Ses barrages hydroélectriques, ses centrales nucléaires et ses réserves de gaz naturel peuvent faire du Canada un parc majeur d’installations à faible coût pour les géants du numérique. Nous pourrions pousser encore notre avantage en nous servant de l’IA pour stimuler la productivité nationale, accroître notre compétitivité et étoffer notre bassin de spécialistes du numérique.

Sans parler des ressorts commerciaux et géopolitiques – le Canada a besoin d’atouts supplémentaires face à une future administration américaine qui cherchera continuellement à négocier au meilleur prix. Washington a l’œil de plus en plus braqué sur la Chine et, ces prochaines années, la souveraineté en matière de données pourrait devenir l’un des grands enjeux. Cela ouvre bien des possibilités pour le Canada, mais lui fera courir aussi certains risques.

Nous pouvons être un partenaire de premier plan pour les États-Unis, ne serait-ce qu’en érigeant avec eux une forteresse nord-américaine du numérique dans laquelle seront entreposées, de façon sécuritaire et au moindre coût, les données sensibles. Les deux pays devront toutefois conclure une nouvelle entente sur la souveraineté numérique ; l’occasion leur en sera probablement offerte en 2026, lors des prochaines négociations entourant l’Accord États-Unis–Mexique–Canada (AEUMC).

Le remaniement du chapitre 19 de l’Accord était l’une des raisons pour lesquelles Washington avait cherché à renégocier celui-ci pendant le premier mandat du président Donald Trump. Dans sa prochaine mouture, le chapitre 19 pourrait insister sur l’harmonisation des données nord-américaines, que réclament aussi bien les virements de fonds transfrontières que la gouvernance en matière d’IA.

Des installations gourmandes en électricité

Les besoins des centres de données à très grande échelle des géants du Web ou d’autres entreprises pourraient mettre les réseaux électriques à rude épreuve, faire grimper les factures des consommateurs et mettre gouvernements et organismes de réglementation dans l’embarras – aux États-Unis, la Federal Energy Regulatory Commission a récemment refusé à Amazon d’acheter plus d’électricité à une centrale nucléaire de Pennsylvanie, car cela aurait fait augmenter les tarifs et compromis la fiabilité du réseau.

Au reste, bien des provinces canadiennes sont aux prises avec l’augmentation de leur population, avec l’électrification des transports et avec la décarbonation de l’industrie lourde. Il était déjà prévu que la demande en électricité du Canada doublerait d’ici 2050 (selon certains scénarios4, elle pourrait même tripler), alors que l’IA n’était même pas encore un enjeu pour l’économie mondiale.

Le pays dispose certes de différentes sources d’électricité, mais chacune soulève son lot de problèmes.

Énergie éolienne ou solaire. Sa production croît, mais en l’absence de moyens de stockage de l’électricité, le fait qu’elle soit intermittente la rend peu appropriée : les centres de données ont besoin d’une alimentation régulière et fiable.
Énergie éolienne ou solaire. Sa production croît, mais en l’absence de moyens de stockage de l’électricité, le fait qu’elle soit intermittente la rend peu appropriée : les centres de données ont besoin d’une alimentation régulière et fiable.
Énergie hydroélectrique. Les barrages de plusieurs provinces (Québec et Colombie-Britannique, notamment) sont déjà fortement sollicités et, tout comme pour le nucléaire, l’accroissement de la capacité prendra du temps.
Gaz naturel. Cette source d’énergie a la faveur de l’Alberta, voire (du moins à moyen terme) de l’Ontario, mais les émissions produites devront être compensées.

L’AI commande aux provinces d’adopter des approches régionales plus fines

En matière d’intelligence artificielle, les ambitions du Canada seront tributaires des politiques provinciales.

Avec ses lignes de transport moins sollicitées qu’ailleurs, l’Alberta, bien pourvue en gaz naturel, préfère que les centres de données soient alimentés autrement que par le réseau électrique public. C’est l’approche BYOP (bring your own power), qui permet une mise en œuvre plus rapide et est favorable aux marchés locaux du gaz, avec tous les bienfaits que cela implique pour l’économie de la province. Une approche qui satisfait par ailleurs aux exigences de la Régie de l’Énergie du Canada, étant donné que les installations n’injecteront pas dans le réseau plus d’électricité qu’elles n’en consommeront. Ce modèle ne peut toutefois être mis en œuvre partout au Canada.

Le Québec, avec ses normes environnementales sévères et son système de plafonnement et d’échange de droits d’émission, privilégie les solutions peu polluantes. Du fait de ses barrages, la province produit de l’énergie propre mais limite aussi les possibilités en ce qui concerne les projets à fortes émissions, d’autant qu’elle se présente comme un carrefour technologique faiblement carboné. Il en est de même pour la Colombie-Britannique, qui privilégie l’énergie hydroélectrique et où les sources à forte intensité carbonique sont strictement réglementées.

Ontario pratique une plus grande souplesse qui élargit le champ des possibilités. La densité de la population et le fort tissu industriel font que le réseau est fortement tiraillé – qu’il s’agisse des serres, des véhicules électriques ou des chaînes d’approvisionnement des fabricants de batteries, les besoins sont multiples ; la principale difficulté de la province est de trouver l’équilibre.

Où établir les centres de données et quels types choisir ? Les décideurs devront satisfaire à un ensemble complexe de critères économiques, environnementaux et sociaux. Nos recherches montrent que les centres de données ont un fort impact sur le PIB, comparativement par exemple aux secteurs de la fabrication et des transports, mais qu’ils créent moins d’emplois (fig. 2).

Le succès de notre stratégie en matière d’intelligence artificielle dépendra donc beaucoup de la coordination entre le gouvernement fédéral et les provinces. L’État devra mettre en place des cadres permettant aux provinces de concevoir des politiques sur mesure réalisant l’équilibre entre la croissance, la durabilité et les exigences de la nouvelle économie. Cela supposera notamment de promouvoir de manière ciblée l’adoption de l’IA dans les PME et de faire en sorte que les centres de données contribuent à accroître la productivité dans tous les secteurs. L’engagement qu’a pris par exemple Amazon Web Services (AWS) d’investir 25 milliards de dollars dans les centres de données canadiens prévoyait en 2023 d’affecter une partie de la capacité de traitement à l’Université de l’Alberta, grâce à un centre infonuagique qui venait d’être construit à Calgary au coût de 4 milliards.

Tirer parti des possibilités qu’offrent les centres de données à très grande échelle

Les centres de données exigent beaucoup d’électricité (entre 200 et 5 000 mégawatts, soit la consommation d’une ville de taille moyenne). Avec son électricité propre et peu coûteuse, le Canada occupe une position avantageuse. Les centrales hydroélectriques ou nucléaires de villes comme Montréal, Vancouver ou Toronto figurent parmi les sources d’énergie nord-américaines les moins chères et les moins polluantes (fig. 3). Aux États-Unis, les tarifs consentis aux établissements industriels dans les États clés où se trouvent des centres de données (Arizona, Illinois, Texas…) sont, en moyenne, 30 à 40 % plus élevés – et la consommation y est supérieure de 20 à 40 %, car le climat chaud complique le refroidissement des installations.

Les géants mondiaux ont bien saisi les avantages qui s’offrent à eux au Canada. Nous estimons que la capacité requise par les projets en attente d’examen dans les différentes provinces s’établit à 15 GW, soit 20 fois plus que la capacité actuelle5 ; elle suffirait aux besoins de 70 % des ménages canadiens d’aujourd’hui. C’est sans compter que l’intérêt réellement exprimé à l’égard des centres de données est fort probablement beaucoup plus grand : à elle seule, l’Alberta a reçu des propositions portant sur 50 projets réclamant une capacité totale de 20 GW6.

On prévoit déjà que l’électrification à grande échelle de l’économie va solliciter de manière inédite les réseaux électriques du pays. La capacité de production d’électricité du Canada devrait atteindre 750 GWh7 au cours des dix prochaines années, alors que la demande devrait passer à 875 GWh8, soit un écart de quelque 15 %. Il convient donc de procéder à une gestion rigoureuse des ressources.

Emissions: Tirer parti de la capture du carbone

Compte tenu des objectifs climatiques du Canada, l’empreinte carbone de l’IA inquiète. Les provinces ne peuvent se passer d’alimenter en électricité les importants secteurs que sont l’industrie lourde, les installations de liquéfaction du gaz naturel ou encore les serres. La plupart devront décider si l’exploitation de centres de données est conciliable avec leurs priorités économiques et avec leurs politiques de réduction des émissions.

Les centres de données ont besoin d’une alimentation stable que ne peuvent assurer les parcs d’éoliennes ou de panneaux solaires, sources intermittentes par définition. Dans certaines régions, on s’oppose d’ailleurs aux énergies renouvelables. Le gaz naturel, lui, permet une production stable et facile à moduler.

Par contre, s’il sert à alimenter les centres de données, un problème d’émissions se posera : en supposant qu’on doive produire ainsi six gigawatts supplémentaires, le total des émissions annuelles du Canada pourrait croître de 16 millions de tonnes d’équivalent CO2 (+3 %)9.

Des installations de captage et de stockage du carbone (CSC) permettraient d’infléchir cette hausse. En Alberta, des entreprises débattent déjà d’intégration de tels équipements aux centrales au gaz qui alimentent les centres de données. Le problème environnemental perdrait ainsi de son acuité et on tirerait parti des infrastructures existantes tout en stimulant les investissements en production de gaz naturel et en mise au point des systèmes CSC, qui n’en sont encore qu’à leurs débuts.

Les GAFAM qui, aux États-Unis, investissent massivement dans l’énergie nucléaire pour répondre aux besoins de l’IA pourraient en faire autant au Canada à l’égard du gaz naturel à faibles émissions.

Seulement, cela ne serait pas possible partout, vu le coût élevé et la complexité des systèmes CSC. La technologie est facile à transplanter mais, au Canada, les caractéristiques géologiques et les infrastructures requises pour stocker le carbone ne se trouvent qu’en Alberta.

Economy: Des possibilités de croissance chiffrées à 100 milliards de dollars

Qu’il s’agisse d’informatique en nuage ou d’intelligence artificielle, l’économie numérique croît rapidement et change la donne sur tous les plans.

D’après les estimations actuelles, l’économie numérique représente 6,3 % de notre PIB (en comptant plus largement, on aboutit même à 15 %) et elle se développe 2,5 fois plus vite que les secteurs traditionnels10. L’écosystème en jeu dépend étroitement des centres de données, où sont entreposées et traitées les immenses volumes de données que génèrent l’IA et les autres technologies d’avant-garde. À elle seule, la mise sur pied des centres en projet pourrait stimuler considérablement les secteurs de la construction et des infrastructures TI en entraînant des dépenses de 100 milliards de dollars, sans parler des retombées sur l’ensemble de l’économie.

Pour les entreprises canadiennes, l’avantage serait encore plus grand, puisqu’elles disposeraient dès lors d’un écosystème IA qui les aiderait à gagner en compétitivité dans des branches aussi diverses que la santé, l’industrie automobile, la fabrication ou les techniques propres. L’intelligence artificielle pourrait ainsi révolutionner la recherche sur les biotechnologies, aider à déterminer plus précisément les régimes météorologiques ou améliorer les fonctions de navigation des véhicules autonomes.

Le Canada est toutefois en retard sur ses pairs. La proportion des entreprises qui utilisent l’IA n’y est que de 35 %, contre 72 % aux États-Unis11. L’écart est dû en partie au pourcentage élevé de PME au Canada. Nos petites ou moyennes entreprises, qui emploient 65 % de la main-d’œuvre du secteur privé12, manquent souvent des capitaux et des spécialistes requis pour investir dans les technologies ultramodernes. Il est essentiel d’y remédier si l’on veut stimuler la productivité canadienne, en déclin depuis plus de 30 ans13. Le Canada, qui ne consacre que 1,7 % de son PIB14 (deux fois moins que les États-Unis) à la recherche et au développement, doit de toute urgence investir davantage en IA et en innovation technologique.

Le gouvernement fédéral a pris certaines mesures pour rattraper le retard en productivité, en lançant des initiatives comme le Fonds d’accès à une puissance de calcul pour l’IA ; d’un montant de 2 milliards de dollars, il vise à décupler les capacités technologiques et de traitement des grandes entreprises comme des PME, afin de promouvoir l’innovation.

L’adoption de l’IA n’a pas seulement pour but de procurer des gains économiques immédiats ; il s’agit aussi de faire du Canada un chef de file mondial de la technologie, par exemple en étoffant notre main-d’œuvre spécialisée en intelligence artificielle, grâce à des programmes de formation adaptés et à des partenariats avec les établissements universitaires en mesure de susciter une nouvelle génération d’experts en la matière.

Data Security: Préserver notre souveraineté numérique et la confidentialité des données

Une autre priorité est la souveraineté en matière de données. Les lois canadiennes qui encadrent la confidentialité de l’information sont strictes : les données sensibles doivent demeurer à l’intérieur de nos frontières et la conformité est de rigueur, tout comme la protection de la vie privée. La montée du numérique s’accompagne de l’augmentation des cyberrisques. IBM signale que 27 000 atteintes à la sécurité des données ont lieu au Canada chaque année ; les pertes économiques potentielles se chiffrent en milliards.

Seulement, le maintien des données sur le sol national pèse sur la capacité électrique et sur le commerce. Si l’impact des centres de données sur nos lignes de transport n’a pas été plus marqué jusqu’ici, c’est que, au Canada, ils servaient surtout à entreposer l’information. Il faut maintenant tenir compte de la généralisation de l’IA et des activités énergivores des grandes centres informatiques. Il est fort probable qu’une partie des données devra être hébergée et traitée localement, notamment dans les secteurs stratégiques de l’administration publique, de la santé, des services bancaires et des assurances, mais aussi dans les laboratoires R-D, que des délais de réponse trop longs rendraient moins performants.

Ailleurs, par exemple pour le commerce en ligne, un corridor nord-américain tel que celui qu’envisage le PDG d’OpenAI (Sam Altman) pourrait, aux fins de l’économie numérique, donner un avantage comparatif à des régions dont les ressources sont actuellement moins sollicitées. Cela exigerait toutefois une meilleure collaboration entre le Canada et les États-Unis.

Les centres de données peuvent aussi aider le Canada à tirer profit du savoir-faire qui est le sien en matière d’IA. Depuis les années 1980, le pays est l’un des ténors de la recherche en intelligence artificielle, grâce à des universitaires renommés comme Geoffrey Hinton et Yoshua Bengio, mais il risque d’être détrôné en raison de l’insuffisance de ses infrastructures. Pour demeurer concurrentiel, le Canada devra sans doute prioriser l’affectation des ressources TI aux secteurs publics (santé, éducation et défense, notamment) – des ressources essentielles à l’innovation et au maintien de notre avance technologique.

Conclusion

s’offre au Canada de tirer parti du leadership qu’on lui reconnaît dans le domaine de l’intelligence artificielle. L’écosystème connexe peut produire des outils qui, par le jeu des algorithmes et de l’analyse des grands ensembles de données, peuvent renforcer la compétitivité de nos entreprises dans des branches aussi diverses que la santé, les technologies propres, le secteur manufacturier, les services, les transports et la logistique.

Moyennant une approche flexible et la collaboration du gouvernement fédéral, l’infrastructure IA canadienne pourrait soutenir l’économie numérique conformément aux objectifs que s’est fixés le pays en matière de durabilité, de sécurité et de prospérité économique.

Contributors:

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

Yadullah Hussain, Yadullah Hussain, directeur de rédaction, Institut d’action climatique RBC

Caprice Biasoni, Graphiste spécialisée

Shiplu Talukder, Spécialiste, Publication numérique

Cette estimation repose sur les projets de centre de données que l’on suppose en attente d’examen par les organismes de réglementation provinciaux. La consommation d’électricité totale qui pourrait être celle du pays d’ici 2030 a été calculée par le Conseil consultatif canadien de l’électricité.
D’après les chiffres publiés par S&P, BCG et McKinsey.
Estimation reposant sur les coûts totaux de mise sur pied (achat des terrains, construction, coûts de traitement des données et de mise en réseau, dépenses liées aux systèmes de refroidissement).
Conseil consultatif canadien de l’électricité
S&P Global Market Intelligence
The Calgary Herald
S&P Global
Conseil consultatif canadien de l’électricité
Pour le chiffre de 16 millions, nous avons supposé des émissions de 360 kg par mégawattheure.
Statistique Canada (lien)
KPMG
Innovation, Sciences et Développement économique Canada
Statistique Canada
Statistique Canada

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La transition énergétique offre à la modeste économie ouverte du Canada la chance de renouveler et de redynamiser sa compétitivité mondiale.

La course bat déjà son plein : tandis que les pays fusionnent leurs objectifs économiques, environnementaux et géopolitiques, le besoin d’harmoniser les politiques commerciale et climatique se fait de plus en plus pressant. Cette pression pourrait s’accroître à mesure que les économies développées empruntent la voie du protectionnisme, y compris des moyens de réduire l’accès aux produits fabriqués dans des pays aux normes d’émissions de carbone moins rigoureuses. Dans le cadre du nouveau paradigme commercial, le Canada a l’occasion de livrer concurrence sur le plan des exportations de biens à faibles émissions de carbone, tout en gérant les perturbations du marché causées par les technologies propres émergentes.

Heureusement, le Canada possède une avance dans cette compétition de faibles émissions de carbone, les marchés du carbone industriel pouvant servir de fondement à l’innovation, à la croissance économique à faible intensité carbone et aux investissements. En définissant une politique qui débouche sur des réductions d’émissions à l’échelle nationale sans compromettre sa compétitivité, le Canada peut obtenir un avantage au sein de la nouvelle économie.

En effet, les efforts du Canada pour faire face aux nouveaux impératifs posés par la transition énergétique peuvent s’articuler autour des marchés du carbone industriel. Ils peuvent nous aider à rivaliser dans une économie à faibles émissions de carbone, à obtenir des avantages concurrentiels sur les marchés d’exportation internationaux et à décarboner l’industrie lourde – et rapprocher le Canada de ses objectifs de carboneutralité.

Le système actuellement en vigueur au Canada reste toutefois fragmenté ; neuf marchés du carbone industriel – aussi appelés les systèmes d’échange pour les grands émetteurs (SEGE) – établissent la tarification du carbone pour les installations de l’industrie lourde. Chaque SEGE dispose d’éléments de conception et de conditions de marché aux différences subtiles et fonctionne dans son propre vase clos provincial.

La fragmentation de ces marchés mine leur potentiel et nuit à la capacité du Canada à mettre sur pied des industries à faibles émissions de carbone. Laisser les provinces adapter leur système à leurs priorités et politiques régionales est logique – jusqu’à un certain point. L’arrangement actuel nuit toutefois aux petits marchés en raison de la rareté des émetteurs, ce qui fait augmenter les coûts d’opération des sociétés menant des activités dans plusieurs provinces. Tandis que ces sociétés composent avec différentes règles de conformité, elles sont enlisées dans un contexte réglementaire de plus en plus complexe qui freine les décisions d’investissement. Le ralentissement pourrait mener à la volatilité des prix, à une faible participation, à des volumes de négociation peu élevés et à un manque de confiance généralisé en regard de ces marchés.

Supprimer les barrières commerciales interprovinciales et intégrer ces systèmes fragmentés pourrait déboucher sur une vigueur économique considérable susceptible de transformer la transition énergétique du Canada.

Avantages de l’harmonisation

Gain d’efficacité, baisse des coûts
Une société productrice de bois d’œuvre exerçant ses activités en Ontario et en Colombie-Britannique dans le système canadien actuel doit adopter deux approches différentes pour calculer ses plafonds d’émissions pour s’assurer de respecter les lois de chaque province Cela entraîne la duplication des systèmes et des processus de conservation des documents, de surveillance, de production de rapports et de vérification. Il faut aussi tenir compte des coûts administratifs et de conformité plus importants qui se répercuteront ultimement sur les consommateurs. L’harmonisation pourrait stimuler les investissements dans la décarbonation et les dépenses en immobilisations et réduire le besoin de capital humain pour veiller à la conformité à chaque ensemble de règles.

Harmoniser la gouvernance pourrait aussi améliorer le fonctionnement des marchés. Un mécanisme de surveillance robuste, incluant une saine gouvernance, une solide divulgation d’information et l’application de normes, renforcerait la confiance dans le marché. Tandis que les études sur l’intégrité et le fonctionnement des marchés canadiens de crédits carbone se font rares, celles sur les marchés financiers laissent entendre que les marchés de crédits carbone affichant ces caractéristiques amélioreraient les résultats pour les participants au marché sous la forme de réduction des coûts d’opération.

Un univers de placement plus large
Lier les marchés est une autre composante clé de l’harmonisation, en permettant la mise sur pied de marchés plus vastes regroupant davantage d’acheteurs et de vendeurs capables de communiquer rapidement entre eux, ce qui réduirait les délais d’opération et les coûts de recherche. Des liens étroits favoriseraient aussi l’établissement d’un marché plus vaste de crédits de carbone fongibles entre les différents SEGE, augmentant le bassin d’acheteurs potentiels.

Avantage concurrentiel des entreprises canadiennes

Il est difficile d’évaluer les répercussions sectorielles à court terme de la tarification du carbone industriel. La compétitivité d’un secteur dépend en grande partie de sa structure, incluant les coûts et la rentabilité, la demande à long terme pour ses produits et l’existence de substituts bon marché et à faible intensité de carbone. Le fait que ses principaux partenaires commerciaux ont ou non mis en place des politiques de traitement tarifaire préférentiel des biens produits dans des territoires disposant de mécanismes de tarification du carbone influe aussi sur la compétitivité. Et c’est sans compter les autres formes de soutien politique.

Le mécanisme canadien de tarification du carbone couvre huit secteurs clés à forte intensité d’émissions et exposés aux échanges commerciaux. Les biens produits par ces secteurs, qui ont contribué à hauteur de 232 milliards de dollars à l’économie canadienne l’an dernier, sont exportés vers trois principaux partenaires commerciaux – les États-Unis, le partenaire commercial le plus important du Canada, l’Union européenne (UE) et la Chine.

Rivaliser avec des partenaires commerciaux
Les secteurs à forte intensité d’émissions et exposés aux échanges commerciaux susceptibles de profiter de la tarification du carbone sont ceux dont les volumes d’échanges commerciaux avec l’UE et la Chine sont importants – qui disposent tous deux d’un SEGE dont la dynamique est considérablement différente.

On s’attend à ce que le prix des biens canadiens puisse concurrencer ceux produits dans l’UE, puisque les structures sectorielles de coûts et la rigueur du mécanisme de tarification du carbone sont semblables. Le mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (MACF) de l’UE, qui doit entrer en vigueur en 2026, est un régime tarifaire qui prévoit le traitement préférentiel des biens produits dans des pays avec tarification du carbone ; il stimulera la compétitivité des prix du fer, de l’acier et de l’aluminium produits au Canada.

Entre-temps, les biens canadiens exportés en Chine auront de la difficulté à rivaliser au chapitre des prix, puisque les structures de coûts de la Chine sont considérablement moins élevées que celles du Canada. Cet avantage de coût est appuyé par l’importante utilisation par la Chine de subventions dans les secteurs clés et par son abondante main-d’œuvre peu coûteuse. Le prix du carbone relativement moins élevé de la Chine, à 19 $ par tonne d’équivalent de CO2, comparativement à 80 $ par tonne d’équivalent de CO2 au Canada, aurait peu de répercussions sur l’érosion de la compétitivité des prix des biens chinois par rapport aux biens canadiens.

Selon la valeur nominale, les secteurs exportateurs des États-Unis sont aussi désavantagés au chapitre des prix, puisqu’aucun mécanisme fédéral de tarification du carbone ne s’applique aux États. Les biens canadiens tenant compte de la tarification du carbone devraient rivaliser avec des biens américains qui ne tiennent pas compte de cette tarification.

Ce désavantage de prix pour les secteurs industriels clés peut toutefois être en partie compensé par la conception du système, ainsi que par les revenus que les sociétés peuvent générer au moyen des crédits de carbone. Une étude récente de Clean Prosperity et L’Accélérateur de transition a révélé que les revenus générés par les crédits de carbone sont la mesure incitative la plus importante dont disposent la plupart des secteurs de l’industrie lourde. Ils demeurent l’option politique la moins chère au Canada pour attirer des investissements à faibles émissions de carbone au pays. À long terme, ces investissements peuvent permettre au Canada de rivaliser avec les nouveaux secteurs à faible intensité carbone du monde entier.

Au-delà des résultats sectoriels
La compétitivité des prix ne doit toutefois pas être assimilée à la rentabilité et à la viabilité à long terme d’un secteur. Le secteur du fer et de l’acier a la marge bénéficiaire la moins élevée de tous les secteurs à forte intensité d’émissions et exposés aux échanges commerciaux, qui s’établit à 4 %. Le secteur devra complètement revoir sa structure de coûts pour demeurer rentable et viable, car le prix du carbone augmente de 15 $ par tonne chaque année au Canada. Les autres secteurs à forte intensité d’émissions et exposés aux échanges commerciaux ont des marges plus élevées, de 13 % pour celui du ciment à 49 % pour celui des sables bitumineux, ce qui leur permet d’absorber le coût du carbone sans trop éroder leur rentabilité.

La viabilité à long terme de ces secteurs dépendra ultimement de la demande à long terme. Les exportations canadiennes aux États-Unis sont concentrées dans trois secteurs, le pétrole, le gaz naturel et le pétrole raffiné, comme l’essence, et représentent 79 % de l’ensemble des exportations des secteurs à forte intensité d’émissions et exposés aux échanges commerciaux. Aux États-Unis, la demande globale de pétrole ayant culminé en 2005 et celle de gaz naturel en 2023, la trajectoire laisse croire que la demande pour les trois produits baissera en raison de l’électrification, y compris le remplacement des voitures à essence par des voitures électriques, une dépendance moindre au gaz naturel nécessaire au chauffage et à la production d’électricité et à l’augmentation de l’efficacité énergétique.

Le déclin structurel du pétrole, du gaz naturel et de l’essence parmi les sources d’énergie aux États-Unis, qui est attribuable à des politiques autres que de tarification du carbone, donne à penser que le marché de ces produits de combustibles fossiles perd en importance. Le marché du gaz naturel devrait être le moins touché en raison de l’utilisation persistante de l’essence dans les processus industriels et du manque de solutions de rechange économiques et à faible intensité carbone, comme l’hydrogène.

La baisse de la demande et la diminution de la taille du marché au niveau sectoriel ne mènent pas nécessairement à une stagnation économique plus large. Une étude sur le marché du carbone de la Colombie-Britannique a révélé que dans l’ensemble, le prix du carbone n’a pas de répercussions négatives sur son économie ou le marché du travail, les emplois passant de secteurs à fortes émissions de carbone à des secteurs plus propres . Une étude sur le marché du carbone français a aussi révélé l’augmentation des emplois verts – preuve que les marchés du carbone fonctionnent comme le prévoyait la théorie économique .
De façon semblable, l’Allemagne, la plus grande économie de l’Union européenne et le plus grand émetteur du marché du carbone de l’UE , a réussi à tirer profit de la tarification du carbone pour réduire l’intensité des émissions sectorielles en réduisant la consommation de gaz naturel et de pétrole et en améliorant l’efficacité énergétique des processus industriels, selon une étude. Cela a été réalisé sans peser sur le marché du travail, la croissance du PIB ou les exportations.

Les données et les études se font rares sur la façon dont les provinces canadiennes ont adapté leur stratégie de développement économique pour protéger leurs secteurs à forte intensité d’émissions et exposés aux échanges commerciaux. Certains territoires de compétence, comme l’Alberta, ont réagi à cet enjeu politique en intégrant la souplesse en matière de conformité réglementaire dans son mécanisme de tarification du carbone.

De telles politiques visent également à assurer que les secteurs ne sont pas pénalisés sur le plan fiscal à court terme, tandis qu’ils investissent dans la technologie à faibles émissions de carbone, ce qui représente d’importants investissements à long terme. En vertu de la Technology Innovation and Emissions Reduction Regulation (TIER) de l’Alberta, les sociétés peuvent demander une dispense réglementaire si les coûts de conformité excèdent 3 % de leurs ventes ou 10 % de leurs profits. Les sociétés peuvent alors utiliser un plus grand nombre de crédits de carbone pour réduire leurs obligations de conformité, ou demander de produire plus d’émissions sans frais.

Les entreprises ne cessent de mentionner l’incertitude réglementaire comme un frein aux décisions d’investissement. L’harmonisation peut offrir aux investisseurs et aux marchés la certitude dont ils ont besoin pour investir dans la transition énergétique du pays.

Adaptation aux politiques
Malgré de nombreux avantages économiques et commerciaux et le désir du secteur de rationaliser la réglementation, l’harmonisation n’a pas été réalisée pour deux raisons principales. Dans certaines provinces, l’harmonisation est perçue comme pouvant mener à l’érosion de leur pouvoir décisionnel pour protéger leurs industries. L’harmonisation demande plus de coordination et l’atteinte d’un consensus. Les processus que certaines provinces craignent pourraient limiter leur capacité d’adaptation à l’évolution des conditions du marché et de la réglementation à l’échelle mondiale, ce qui est essentiel pour assurer la compétitivité de leurs industries. Plusieurs de ces préoccupations raisonnables peuvent être abordées dans des cadres de gouvernance lors de l’harmonisation des SEGE du pays.

Comment harmoniser les SEGE

Les SEGE du Canada sont déjà harmonisés de façon rudimentaire, principalement par le truchement du prix global du carbone, qui s’établit actuellement à 80 $ par tonne. Les menus détails de la conception et du fonctionnement du marché varient d’une province à l’autre – surtout en ce qui a trait aux règles entourant qui peut détenir et négocier des crédits.

Harmoniser les SEGE et supprimer ces barrières commerciales interprovinciales nécessiteront l’alignement de ces menus détails entre les systèmes, qui en sont à différentes étapes de développement et de maturité.

À l’exception du Québec, qui utilise un système de plafonnement et d’échange comme la Californie, les SEGE employés par les provinces et les territoires sont des systèmes de tarification fondée sur le rendement. Ces systèmes régissent les installations en fonction de leur intensité d’émissions plutôt que de leurs émissions totales, comme c’est le cas du système de plafonnement et d’échange. La présente analyse se limite aux SEGE canadiens fondés sur le rendement. L’intégration des marchés à plafonnement et échange et ceux fondés sur le rendement au-delà du prix global s’avérerait beaucoup plus complexe et à long terme.

Tant au chapitre de la substance que du processus d’harmonisation des SEGE, les gouvernements provinciaux et fédéral peuvent s’appuyer sur leur expérience dans les accords commerciaux intérieurs.

Nous mentionnerons deux grandes approches.

Modèle regroupant toutes les parties
L’harmonisation selon le modèle regroupant toutes les parties requiert un leadership central fort et des normes communes pour tous les SEGE provinciaux. L’Accord de libre-échange canadien (ALEC) offre une analogie utile pour cette approche plus « descendante » pour supprimer les barrières commerciales. Dans le cadre de l’ALEC, le gouvernement fédéral et l’ensemble des provinces et territoires se sont engagés à respecter un ensemble commun de dispositions, de définitions, de règles, d’exceptions, de conventions institutionnelles (p. ex., résolution des différends), visant à « réduire et à éliminer, dans la mesure du possible, les obstacles à la libre circulation des personnes, des biens, des services et des investissements au Canada et à établir un marché intérieur ouvert, efficace et stable ».

L’approche actuelle du Canada à l’égard des SEGE, sous la gouverne de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre du gouvernement fédéral, est l’une des versions possibles du modèle regroupant toutes les parties. En vertu de cette loi, les provinces sont encouragées à établir et à administrer leur propre SEGE.

Sur une période mobile de cinq ans, Environnement et Changement climatique Canada évalue le rendement des SEGE provinciaux et négocie avec les provinces l’« équivalence » de leur rendement par rapport aux normes fédérales. ECCC évalue l’équivalence tous les cinq ans, la prochaine évaluation étant prévue en 2026. Il s’agira de la première évaluation de certains des SEGE les plus jeunes du Canada, notamment ceux de la Colombie-Britannique, de la Saskatchewan et de l’Ontario.

Modèle regroupant les partenaires consentants
Le modèle regroupant les partenaires consentants offre à deux (ou plus) gouvernements provinciaux une feuille de route pour harmoniser leurs marchés du carbone. Une approche « ascendante » semblable pour supprimer les barrières commerciales est la New West Partnership Trade Agreement (NWPTA). Dans le cadre de cette entente, les provinces signataires – la Colombie-Britannique, l’Alberta, la Saskatchewan et le Manitoba – s’engagent à collaborer pour libéraliser les échanges commerciaux, les investissements et la mobilité de la main-d’œuvre. Les provinces continuent de modifier, d’élargir et de mettre à jour l’entente, la dernière révision datant de 2022.

Le modèle regroupant les partenaires consentants est essentiellement un modèle auquel l’adhésion est volontaire. Dans le cadre de la NWPTA, les provinces ont accepté six critères communs : définitions, obligations, règles, dispositions, mécanismes de règlement des différends et exceptions à l’entente. Établir des critères communs serait un bon point de départ pour toute application du modèle regroupant les partenaires consentants aux SEGE. Un nombre restreint de parties assises à la table de négociation et un modèle auquel l’adhésion est volontaire peuvent mener à une entente reposant sur des critères communs plus solides et une proposition de valeur plus claire pour les provinces participantes.

Un modèle regroupant les partenaires consentants pourrait aussi coexister aux côtés d’un modèle regroupant toutes les parties. Comme les provinces peuvent dépasser les normes fédérales pour les SEGE établies dans la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre du gouvernement fédéral, la NWPTA s’en remet aussi à l’ALEC, dont les dispositions sont plus favorables à la libéralisation du commerce interprovincial.

Degrés d’harmonisation
Outre les détails de la conception générale, comme le prix global du carbone, plusieurs éléments du programme des SEGE ne sont pas harmonisés. L’intégration de ces systèmes n’a pas besoin de survenir simultanément. Cette harmonisation graduelle, étape par étape, est aussi connue sous le nom de degrés d’harmonisation.

Deux volets de l’harmonisation

L’harmonisation des marchés est fondée sur deux volets principaux. Les gouvernements peuvent se concentrer sur chaque sous-volet individuellement ou dans le cadre de mesures plus larges vers une harmonisation complète.

Conception de l’harmonisation des marchés
La conception des marchés SEGE doit prévoir comment le marché du carbone fonctionnera sur le plan juridique. Cela inclut quels secteurs seront couverts par le programme, le prix du carbone et son incidence sur les émetteurs, qui peut détenir des crédits de carbone et sous quelles conditions, et des règles de surveillance, d’information et de vérification, y compris leur application et les pénalités pour non-conformité. Par exemple, les installations dont les émissions excèdent un certain seuil sont automatiquement couvertes par les SEGE, mais cette norme de couverture varie énormément d’une province à l’autre (voir le tableau 1). La plupart des SEGE permettent aussi à des installations de moins grande envergure de prendre part au programme et d’en bénéficier, mais cette norme varie aussi d’une province à l’autre.

Synchronisation des marchés
La pleine harmonisation du fonctionnement des marchés inclut la suppression des barrières commerciales interprovinciales, ainsi que des crédits fongibles pouvant être négociés entre les frontières provinciales.

Plusieurs éléments de la conception du marché doivent être harmonisés avant que cela ne soit possible. Certains SEGE ont différents types de crédits associés à des propriétés uniques. Le système TIER de l’Alberta, de loin le plus important marché du carbone provincial et le plus mature, utilise plusieurs types différents de crédits de carbone pour favoriser la croissance dans divers secteurs. Par exemple, la province a deux types de crédits de carbone dont les caractéristiques visent spécialement à encourager l’adoption des technologies de capture du carbone. La plupart des autres systèmes ne prévoient qu’un type de crédit et sont moins restrictifs quant à qui peut détenir des crédits de carbone et participer au marché. Ces règles devraient être assouplies pour simplifier l’harmonisation du fonctionnement des marchés.

Outre les mécanismes de négociation des crédits, une fongibilité réelle nécessiterait aussi l’harmonisation des décisions entourant la gouvernance et les examens, y compris un processus commun d’évaluation de l’efficacité des différents marchés et du degré de compétitivité des sociétés participant à ces marchés.

Les provinces ont des profils industriels très différents et sont donc confrontées à des enjeux de compétitivité distincts. Le besoin de recherches sur les occasions et les risques associés à l’industrie lourde du Canada est criant tandis que le pays cherche à profiter d’avantages concurrentiels à l’échelle mondiale.

Le modèle de gouvernance des SEGE actuellement en vigueur au Canada – examiné tous les cinq ans – est peu performant. Les provinces peuvent à leur discrétion revoir et rajuster les références au besoin, mais ne l’ont pas encore fait, même si la surabondance des crédits est imminente. Les marchés harmonisés devraient davantage utiliser des stratégies proactives susceptibles de stabiliser les attentes à l’égard du prix des crédits, de permettre la réaction à l’évolution rapide ou perturbatrice des marchés mondiaux et d’atténuer l’incertitude réglementaire des investisseurs et des exploitants. Ces stratégies pourraient notamment inclure des outils politiques, comme les contrats sur le carbone, et le resserrement des règles d’adaptation des références.

Enfin, un engagement commun de mesurer les résultats de l’harmonisation et ses effets sur les économies provinciales pourrait veiller à des décisions fondées sur les données concernant les SEGE à l’avenir. Les provinces pourraient aussi partager une infrastructure numérique, des registres et des programmes qui permettent le suivi des crédits entre les provinces participantes pour maximiser la transparence auprès du public général.

Une chance pour l’alignement des politiques

Protéger l’avenir économique du Canada nécessite tous les avantages concurrentiels possibles. Plusieurs provinces ont passé la majeure partie d’une décennie (sinon plus) à établir leur SEGE en tant qu’élément central de leurs stratégies économiques de décarbonation et de faibles émissions. L’approche fragmentée du pays à l’égard des SEGE offre toutefois d’importantes occasions d’amélioration. Si l’on tient compte de la dynamique et de la tendance du marché mondial vers le protectionnisme, la délocalisation et la décarbonation, le temps est peut-être venu de discuter de ce à quoi la prochaine décennie devrait ressembler pour les SEGE canadiens. L’harmonisation, dans le cadre d’une vision plus large de la compétitivité économique, devrait être le premier point à l’ordre des discussions.

L’harmonisation pourrait contribuer à veiller à ce que les SEGE jouent un rôle important dans l’atteinte des objectifs économiques, environnementaux et géopolitiques du Canada. La compétitivité économique à l’échelle mondiale, les investissements dans la technologie et l’innovation, la rationalisation des processus réglementaires et des coûts : ces avantages et d’autres découlant de l’harmonisation des SEGE sont trop nombreux pour être ignorés.

Tandis que les décideurs se tournent vers la dernière moitié des années 2020 et un monde en pleine fragmentation, une nouvelle approche à l’égard de nos marchés du carbone naissants pourrait renforcer les politiques commerciale et climatique, et favoriser un nouveau cycle de croissance à faible intensité carbone.

Contributors:

Myha Truong-Regan, Responsable de la recherche sur le climat, Institut d’action climatique RBC

Brendan Frank, Recherche et sensibilisation, Clean Prosperity

Dale Beugin, vice-président exécutif, Institut climatique du Canada

Yadullah Hussain, Rédacteur en chef, Institut d’action climatique RBC

Caprice Biasoni, Spécialiste en design graphique

Pour en savoir plus, allez à www.rbc.com/institut-action-climatique.

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L’hydrogène suscite de l’engouement. Ce gaz, qui se décline en de nombreuses variantes (d’origine géologique, à faible teneur en carbone, conventionnel, etc.), fait l’objet de milliards de dollars d’investissements dans le monde. Lorsque l’hydrogène est produit à partir d’énergie renouvelable, on parle d’« hydrogène vert », et lorsqu’il est produit à partir de gaz naturel et que sa production comprend la capture des émissions, on parle plutôt d’« hydrogène bleu ». Il existe également plusieurs autres façons de produire de l’hydrogène. Ses propriétés en tant que vecteur énergétique et charge d’alimentation pourraient en faire un précieux allié dans le cadre de la décarbonation de la planète. Le Canada peut contribuer à répondre à la demande d’hydrogène à l’échelle du continent, voire même du monde. Pour l’instant, la production canadienne d’hydrogène reste modeste – environ 3 500 tonnes d’hydrogène à faible teneur en carbone par année. C’est nettement moins que les trois millions de tonnes d’hydrogène que le pays consomme pour alimenter ses secteurs du pétrole, du gaz, des produits pétrochimiques et des engrais, et dont la production, à partir d’énergie fossile, entraîne des émissions de carbone. L’augmentation de la production d’hydrogène à faible teneur en carbone pourrait aider le Canada à atteindre son objectif de carboneutralité, mais il reste encore beaucoup de chemin à parcourir, tant au chapitre des technologies que de la réglementation et des applications, avant que ce type d’hydrogène soit considéré comme une réelle solution de rechange à l’hydrogène conventionnel et aux combustibles fossiles. La bonne nouvelle, c’est que le processus est enclenché. Depuis que le gouvernement fédéral a publié sa stratégie pour l’hydrogène en 2020, 80 projets d’hydrogène à faible teneur en carbone ont été annoncés, sont en cours d’évaluation ou ont été mis en œuvre, ce qui représente des investissements de plus de 100 milliards de dollars. De plus, des stratégies provinciales prennent forme et des projets pilotes sont mis en branle dans des domaines variant de l’acier au chauffage, ce qui prouve que l’hydrogène a le potentiel de remplacer les combustibles fossiles et de réduire les émissions dans de nouveaux secteurs. Enfin, comme au moins 13 partenariats ont été conclus dans le secteur de l’hydrogène avec des communautés autochtones, l’avenir de l’hydrogène au Canada pourrait être soutenu par la mobilisation des peuples autochtones. L’hydrogène pourrait être un pilier de la décarbonation au Canada. Audacieuse, la stratégie canadienne 2020 visant l’hydrogène prévoit que la production annuelle triplera, pour atteindre 21 Mt, d’ici 2050, ce qui représente le tiers de l’utilisation d’énergie au Canada. En théorie, l’hydrogène propre pourrait circuler dans les gazoducs et alimenter les poids lourds – l’épine dorsale du commerce interrégional –, les centrales électriques et les maisons, le tout en contribuant à la réduction des émissions. Il pourrait également faire partie du nouveau marché d’exportation des ressources éoliennes de la côte est du pays vers l’Europe, ce qui permettrait de réduire la dépendance du continent au gaz naturel. Toutefois, comme l’indique le rapport d’étape de la stratégie de mai 2024, nombre d’éléments dépendent des applications qui seront faites de l’hydrogène. La demande pourrait varier de façon importante, de 3 à 20 Mt/par année, par suite de l’incertitude persistante concernant le potentiel de l’hydrogène. Cette incertitude est liée à la complexité de l’hydrogène et à la concurrence provenant des autres technologies propres. Voici certains des défis qui devront être relevés :

1.Une question de logistique

L’hydrogène est difficile à transporter, et sa production est inefficace sur le plan énergétique. D’abord, la conversion de l’électricité en hydrogène entraîne une perte d’énergie de 30 % à 40 % par rapport à un usage direct, par exemple pour faire fonctionner une thermopompe ou chauffer une pièce. Ensuite, le transport de l’hydrogène jusqu’à sa destination est difficile en raison du processus de compression énergivore, du nombre limité de pipelines d’hydrogène au pays, et de l’incapacité des gazoducs à acheminer des concentrations élevées d’hydrogène sans risque d’endommagement.

2. La facture énergétique de l’hydrogène propre

Les vastes ressources hydroélectriques et nucléaires du Canada et sa réglementation stricte du méthane constituent un avantage, mais ne suffiront pas alors que la demande d’énergie augmente et que les coûts sont en hausse. Étant donné l’inefficacité énergétique du processus de production d’hydrogène, le Canada devra, pour soutenir la fabrication d’hydrogène vert, augmenter de façon importante sa production d’énergie renouvelable et se doter d’une solide infrastructure de captage, d’utilisation et de stockage du carbone pour réduire les émissions issues de la production d’hydrogène bleu. La production d’hydrogène bleu nécessitera également des mesures appropriées de surveillance des fuites de méthane et d’atténuation connexes. Ces mesures permettront au Canada de produire l’hydrogène dont il a besoin sans solliciter à outrance les réseaux électriques ni augmenter les émissions globales attribuables aux fuites de méthane.

3. La question de l’Inflation Reduction Act des États-Unis

La réduction des coûts de production de l’hydrogène et le maintien d’un environnement d’investissement attrayant pour les multinationales du secteur seront essentiels. Les États-Unis sont le principal concurrent du Canada, et les crédits d’impôt octroyés aux termes de l’Inflation Reduction Act (IRA) procurent un avantage aux producteurs d’hydrogène américains. Toutefois, le crédit d’impôt à l’investissement (CII) pour l’hydrogène propre du Canada pourrait compenser 15 % à 40 % des coûts de l’hydrogène et contribuer à combler l’écart entre les incitatifs canadiens et américains. D’ailleurs, les nouvelles orientations restrictives applicables à l’admissibilité aux crédits d’impôt aux termes de l’IRA entraînent une incertitude quant aux incitatifs offerts aux États-Unis. De plus, pour que les coûts diminuent, il faudra que la législation régissant le CII pour l’hydrogène propre au Canada évolue rapidement et que la demande d’hydrogène propre augmente. En conclusion, les applications potentielles de l’hydrogène sont aussi nombreuses que variées, et si le Canada accorde la priorité aux projets à impact élevé, il sera possible de calibrer la demande d’hydrogène pour qu’elle corresponde à l’offre. Le pays doit être stratégique à court terme et veiller à ce que la production actuelle soit rapidement décarbonisée et à ce que les projets pilotes et les secteurs économiques les plus prometteurs reçoivent le soutien nécessaire pour permettre le déploiement de l’hydrogène à grande échelle. Vivan Sorab est gestionnaire principal, Technologies propres, Institut d’action climatique RBC.

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L’hydrogène suscite de l’engouement. Ce gaz, qui se décline en de nombreuses variantes (d’origine géologique, à faibles émissions de carbone, conventionnel, etc.), fait l’objet de milliards de dollars d’investissements dans le monde. Lorsque l’hydrogène est produit à partir d’énergie renouvelable, on parle d’« hydrogène vert », et lorsqu’il est produit à partir de gaz naturel et que sa production comprend la capture des émissions, on parle plutôt d’« hydrogène bleu ». Il existe également plusieurs autres façons de produire de l’hydrogène. Ses propriétés en tant que vecteur énergétique et charge d’alimentation pourraient en faire un précieux allié dans le cadre de la décarbonation de la planète.

Le Canada peut contribuer à répondre à la demande d’hydrogène à l’échelle du continent, voire même du monde.

Pour l’instant, la production canadienne d’hydrogène reste modeste – environ 3 500 tonnes d’hydrogène à faibles émissions de carbone par année. C’est nettement moins que les trois millions de tonnes d’hydrogène que le pays consomme pour alimenter ses secteurs du pétrole, du gaz, des produits pétrochimiques et des engrais, et dont la production, à partir de combustibles fossiles, entraîne des émissions de carbone. L’augmentation de la production d’hydrogène à faibles émissions de carbone pourrait aider le Canada à atteindre son objectif de carboneutralité, mais il reste encore beaucoup de chemin à parcourir, tant au chapitre des technologies que de la réglementation et des applications, avant que ce type d’hydrogène soit considéré comme une réelle solution de rechange à l’hydrogène conventionnel et aux combustibles fossiles.

La bonne nouvelle, c’est que le processus est enclenché Depuis que le gouvernement fédéral a publié sa stratégie relative à l’hydrogène en 2020, 80 projets d’hydrogène à faibles émissions de carbone ont été annoncés, sont en cours d’évaluation ou ont été mis en œuvre, ce qui représente des investissements de plus de 100 milliards de dollars. De plus, des stratégies provinciales prennent forme et des projets pilotes sont mis en branle dans des domaines variant de l’acier au chauffage, ce qui prouve que l’hydrogène a le potentiel de remplacer les combustibles fossiles et de réduire les émissions dans de nouveaux secteurs. Enfin, comme au moins 13 partenariats ont été conclus dans le secteur de l’hydrogène avec des communautés autochtones, l’avenir de l’hydrogène au Canada pourrait être soutenu par la mobilisation des peuples autochtones.

L’hydrogène pourrait être un pilier de la décarbonation au Canada. Audacieuse, la stratégie canadienne 2020 visant l’hydrogène prévoit que la production annuelle triplera, pour atteindre 21 Mt, d’ici 2050, ce qui représente le tiers de l’utilisation d’énergie au Canada.

En théorie, l’hydrogène propre pourrait circuler dans les gazoducs et alimenter les poids lourds – l’épine dorsale du commerce interrégional –, les centrales électriques et les maisons, le tout en contribuant à la réduction des émissions. Il pourrait également faire partie du nouveau marché d’exportation des ressources éoliennes de la côte est du pays vers l’Europe, ce qui permettrait de réduire la dépendance du continent au gaz naturel.

Toutefois, comme l’indique le rapport d’étape de la stratégie de mai 2024, nombre d’éléments dépendent des applications qui seront faites de l’hydrogène. La demande pourrait varier de façon importante, de 3 à 20 Mt par année, par suite de l’incertitude persistante concernant le potentiel de l’hydrogène.

Cette incertitude est liée à la complexité de l’hydrogène et à la concurrence provenant des autres technologies propres. Voici certains des défis qui devront être relevés :

1. Une question de logistique

2. La facture énergétique de l’hydrogène propre

3. La question de l’Inflation Reduction Act des États-Unis

En conclusion, les applications potentielles de l’hydrogène sont aussi nombreuses que variées, et si le Canada accorde la priorité aux projets à impact élevé, il sera possible de calibrer la demande d’hydrogène pour qu’elle corresponde à l’offre. Le pays doit être stratégique à court terme et veiller à ce que la production actuelle soit rapidement décarbonisée et à ce que les projets pilotes et les secteurs économiques les plus prometteurs reçoivent le soutien nécessaire pour permettre le déploiement de l’hydrogène à grande échelle.

Vivan Sorab est gestionnaire principal, Technologies propres, Institut d’action climatique RBC.

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En matière d’énergie, le Canada a des choix urgents et difficiles à faire : tout en éliminant nos émissions nettes de GES d’ici 2050, comme l’imposent nos objectifs climatiques, nous devons accroître rapidement nos capacités de production d’électricité – croissance de l’économie oblige. La technologie actuelle ne permet pas de relever le défi en n’utilisant qu’une source d’énergie, mais une chose est claire : l’énergie nucléaire peut jouer un rôle clé dans l’atteinte de la carboneutralité – et la commercialisation de petits réacteurs modulaires (PRM) se révèle de plus en plus prometteuse.

Les PRM sont des versions plus polyvalentes des grands réacteurs d’aujourd’hui et ils pourraient permettre de résoudre bon nombre des problèmes auxquels est confrontée l’industrie nucléaire. Bien que la plupart des PRM en soient toujours à l’étape de la conception, ils laissent entrevoir la possibilité de réduire les coûts de construction et d’exploitation, d’élargir la gamme d’applications au niveau de l’ensemble de l’économie, en plus d’améliorer éventuellement les facteurs de sécurité. S’ils parvenaient à être commercialisés avec succès, les PRM pourraient offrir de nouvelles sources d’électricité non émettrices aux grandes villes et aux communautés éloignées, tout en offrant une mesure de souplesse aux principales industries canadiennes qui se tournent actuellement vers les combustibles fossiles pour alimenter leurs processus de production.

Centrale nucléaire de Darlington
Vivan Sorab, premier directeur, Technologie propre RBC (à gauche), John Stackhouse, premier vice-président, Bureau du chef de la direction RBC (au centre), Chuck Lamers, premier conseiller, Communications (à droite)

Les retombées des PRM pourraient être considérables, alors qu’on s’attend à ce que le marché mondial des PRM atteigne annuellement les 150 à 300 milliards de dollars d’ici 2040¹.Au vu des sept décennies de succès qu’a connu le pays dans le domaine de l’énergie nucléaire, le Canada jouit déjà d’une position avantageuse. Les PRM pourraient faciliter la revitalisation de l’industrie nucléaire canadienne, nous permettant ainsi d’exporter nos talents et notre expertise éprouvée à travers le monde, qui s’est engagé à tripler l’apport de l’énergie nucléaire d’ici 2050². Plusieurs pays, au rang desquels figurent les États-Unis et la Grande-Bretagne, ont annoncé d’importants partenariats public-privé pour tirer profit de ces occasions.

Le Canada a déjà pris les devants en déployant une nouvelle génération de PRM. L’un de ces réacteurs – le réacteur GE-Hitachi BWRX-300 – est sur le point d’être construit à la centrale nucléaire de Darlington, située à l’est de Toronto. À lui seul, ce PRM, le premier des quatre qui seront construits à la centrale de Darlington, pourrait à terme alimenter en électricité 300 000 foyers ³. D’autres PRM qui en sont en diverses étapes du processus de délivrance des permis à travers le pays pourraient éventuellement alimenter des installations industrielles et des mines isolées, en plus de remplacer dans les communautés isolées le recours au diesel.

Types de PRM
Les PRM varient sur le plan de la taille, de la conception et des composants, des puissances électriques et thermiques, ainsi que des applications prévues. Si les premiers PRM serviront à produire de l’électricité pour les villes, la polyvalence de la technologie pourrait faire en sorte que des versions réduites, soit des microréacteurs modulaires, pourraient éventuellement être mises à profit par des industries, de petites communautés non reliées au réseau et des mines. Comme c’est le cas des grands réacteurs nucléaires, les PRM sont généralement classifiés en fonction de leur système de refroidissement et des systèmes de contrôle de leurs réactions de fission.

Réacteurs à eau ordinaire et lourde
La technologie la plus établie a recours à de l’eau pour refroidir le cœur du réacteur et ralentir les neutrons, soit les particules subatomiques qui contribuent à favoriser les réactions de fission nucléaire.

Réacteurs à haute température à réfrigérant gazeux
Utilise des gaz comme l’hélium pour refroidir le cœur du réacteur et avoir des vitesses de neutrons plus rapides, ce qui permet de produire des températures plus élevées.

Réacteurs à sels fondus
Les PRM les plus avancés sur le plan conceptuel ont recours à des matériaux comme des métaux liquides et des sels ou des gaz pour en refroidir le cœur. Le recours à de tels matériaux peut contribuer à produire des températures plus élevées en sortie de réacteur.

Réacteurs à neutrons rapides
Comme leur nom l’indique, les réacteurs à neutrons rapides ont recours à des neutrons rapides pour déclencher et entretenir les réactions de fission, ce qui les rend plus économes en carburant et augmente la production d’électricité.

Source: Département de l’Énergie des États-Unis

Pour optimiser le parcours menant à la carboneutralité, le Canada a élaboré un plan national de développement et de commercialisation des PRM. En 2018, Ottawa a mis sur pied une coalition à laquelle participent divers paliers de gouvernement, des communautés autochtones, des universités, des services publics d’électricité et d’autres industries en vue d’élaborer une Feuille de route canadienne pour les petits réacteurs modulaires coordonnée⁴. Cette feuille de route a été suivie, en 2020, par un Plan d’action canadien des petits réacteurs modulaires (PRM)⁵. Pour demeurer à l’avant-garde d’une potentielle révolution au chapitre des PRM, le Canada doit chercher d’autres moyens de financer et de réglementer le développement et la commercialisation des réacteurs. Personne ne s’attend à ce que cette opération soit simple. Cependant, le déploiement efficace d’un plan national visant le déploiement de PRM offre à la clé des perspectives d’établissement d’une nouvelle source d’énergie polyvalente pour le pays, en plus d’un puissant catalyseur qui saura appuyer la transition engagée par le Canada en faveur d’une économie plus verte.

Principales conclusions

Pour parvenir à la carboneutralité d’ici 2050, le Canada devra construire 85 PRM ; il en coûtera entre 102 et 226 milliards de dollars.
En dehors de la production d’électricité aux fins des réseaux de transport et de distribution, les PRM pourraient, grâce à leur petite taille et à leur souplesse d’utilisation, remplacer les équipements à combustibles fossiles qui répondent actuellement aux besoins de certains procédés industriels.
Pour assurer la croissance du secteur des PRM, le Canada aura besoin en moyenne, entre 2025 et 2040, de plus de 5 000 personnes qualifiées travaillant à temps plein.
Les partenariats et l’expertise autochtones joueront un rôle vital dans le développement du secteur et des chaînes d’approvisionnement connexes, qu’il s’agisse de l’extraction de l’uranium, de la fabrication des composantes indispensables ou du lancement de nouveaux projets à l’intérieur ou au voisinage des territoires traditionnels des Premières Nations.
Ne disposant pas d’installations d’enrichissement de l’uranium, le Canada devra s’entendre avec ses alliés (les États-Unis et la France, notamment) pour s’assurer les approvisionnements stables que nécessitera son parc de PRM.

Qu’est-ce qu’un PRM ?

L’énergie nucléaire participe à la production d’électricité sans émissions de carbone depuis les années 50, offrant en cela une mesure de stabilité et de diversité aux réseaux électriques nationaux. Outre les grandes centrales, de petits réacteurs nucléaires sur mesure assurent la propulsion de sous-marins, de porte-avions et d’engins spatiaux planétaires. Certains petits réacteurs ont été installés discrètement à des fins de recherche dans des laboratoires nationaux ou des campus universitaires, comme c’est le cas à l’Université McMaster de Hamilton⁶ et au Collège militaire royal du Canada à Kingston ⁷.

Les PRM ont été conçus dans le but de répondre aux longs délais de construction et à la hausse des coûts des réacteurs nucléaires conventionnels, en tirant parti de certains attributs clés des petits réacteurs. Si les PRM ressemblent aux réacteurs à fission nucléaire conventionnels, ils sont conçus de manière à être construits en usine et assemblés sur place, afin de profiter des économies d’échelle inhérentes à la production d’unités multiples en vue de réduire les coûts. Les PRM peuvent également être dotés de systèmes de sécurité améliorés, intégrer des fonctions de numérisation et offrir une approche rationnalisée à l’égard de l’exploitation. Les PRM sont généralement des réacteurs d’une puissance maximale de 300 mégawatts (MW), ce qui fait en sorte que leur taille correspond à environ le tiers de celle d’une centrale nucléaire conventionnelle. Ils peuvent offrir une puissance aussi faible que 5 MW⁸.Tous les PRM ne satisfont pas au critère des 300 MW. Du reste, tous les réacteurs de moins de 300 MW ne sont pas des PRM. Ainsi, par exemple, des entreprises britanniques développent des PRM d’une puissance de 470 MW⁹ tandis que, parmi le parc de réacteurs nucléaires indien figurent plusieurs réacteurs de 220 MW dont on ne considère pas pour autant qu’ils soient des PRM¹⁰.Le changement climatique a renouvelé l’intérêt voué à l’industrie nucléaire, et notamment aux PRM. Bien qu’à travers le monde on dénombre quelque 98 modèles de PRM qui en sont à divers stades de développement, seules la Russie et la Chine exploitent actuellement des PRM à des fins commerciales. La majorité des PRM en sont toujours à l’étape de la conception. C’est aux États-Unis que l’on retrouve le plus grand nombre de projets de développement de PRM, ce pays étant suivi de la Russie, de la Chine, du Japon et du Canada. Le Danemark, qui ne dispose en soi d’aucune forme d’énergie nucléaire, s’intéresse également à cette technologie avec un système de PRM flottant¹¹.

Des modèles de PRM sont créés dans des pays du monde entier

Modèles de PRM en développement (nombre de projets)

Source : World Nuclear Association, Institut d’action climatique RBC

Bien qu’une poignée d’acteurs privés s’emploient à commercialiser des PRM, le soutien gouvernemental est essentiel pour que la technologie puisse se développer. Aux États-Unis, le ministère de l’Énergie et des entreprises privées ont conjointement investi plus de 1 milliard de dollars dans le développement des PRM¹². The Tennessee Valley Authority (TVA), the largest U.S. public utility, has thrown its weight behind SMR technology. As early as 2019, it obtained federal approval for SMRs at its Clinch River Nuclear site¹³. In November 2020, Britain announced a £215 million spending package to be matched by private investment¹⁴.

En 2022, le Canada a annoncé qu’il consentirait une somme de 29,6 millions de dollars à des cadres de recherche et de chaîne d’approvisionnement, 70 millions de dollars à la recherche portant sur la réduction des déchets issus des PRM et 51 millions de dollars à la Commission canadienne de sûreté nucléaire afin qu’elle puisse renforcer la capacité en matière de réglementation des PRM¹⁵¹⁶. Cette même année, la Banque de l’infrastructure du Canada consentait un financement de 970 millions de dollars au PRM de la centrale de Darlington¹⁷. Pour sa part, le Nouveau-Brunswick a investi 10 millions de dollars en 2018 afin de créer un pôle de recherche portant sur les PRM¹⁸, une autre somme de 80 millions de dollars au total étant consentie à deux entreprises de pointe dans le domaine des PRM¹⁹. Enfin, la Saskatchewan a investi 80 millions de dollars en 2023 dans un projet de microréacteur modulaire²⁰.

Pour demeurer à l’avant-plan de la révolution potentielle associée aux PRM, le Canada doit continuer d’améliorer la façon dont il finance et réglemente le développement et la commercialisation des réacteurs.

Un moment stratégique pour le Canada

Les PRM pourraient occuper une place importante dans le bouquet des solutions énergétiques futures du Canada. La taille de cette place est fonction de la mesure dans laquelle les PRM peuvent être développés et déployés rapidement. Au vu des perspectives technologiques actuelles, les PRM jouissent de plusieurs avantages par rapport aux autres grandes sources d’énergie.

Centrale nucléaire de Darlington

Les projets hydroélectriques ont toujours constitué un élément fondamental du paysage énergétique canadien. Cependant, il n’est pas possible ou viable, dans de nombreuses régions du pays, de réaliser de grands projets. En effet, leur budget élevé, leur impact sur les terres et l’absence de nouvelles ressources de qualité font en sorte qu’il est désormais difficile d’envisager la construction de nouveaux barrages. Du reste, des sécheresses prolongées pourraient venir remettre en question leur fiabilité.

Par rapport aux options nucléaires, les énergies renouvelables, comme l’énergie éolienne et solaire, offrent une source d’électricité relativement peu couteuse. Cependant, cette forme d’énergie présente un caractère intermittent, sa disponibilité variant selon le moment où brille le soleil et où souffle le vent, ce qui signifie que les sources d’énergie renouvelables doivent pouvoir en général être appuyées par d’onéreuses batteries ou par des systèmes alimentés au gaz naturel à forte intensité d’émissions.

Les centrales au gaz naturel modernisées ou intégrant des systèmes de capture et stockage de carbone pourraient fournir une énergie relativement propre et fiable. Cependant, sur la voie menant à la carboneutralité, elles se limiteront en grande partie aux zones géographiques où les émissions peuvent être capturées et stockées sous terre (principalement dans l’ouest du Canada), en vertu d’un procédé qui est fréquemment assorti d’un prix élevé et d’incertitudes en termes d’économie et de potentiel de commercialisation.

Pour atteindre son plein potentiel, l’énergie nucléaire doit surmonter des antécédents marqués au sceau de dépassements de coût, de longs délais de réalisation et de faibles niveaux d’acceptation sociale dans certaines régions du pays, comme en Colombie-Britannique et en Nouvelle-Écosse. Subsistent également des préoccupations en matière de sécurité nucléaire et de gestion des déchets. Si le nucléaire constitue la deuxième source mondiale d’énergie à émission zéro après les barrages hydroélectriques, sa part de la production mondiale d’électricité est passée de 17 % dans les années 90 à 9 % aujourd’hui (le gaz naturel, le charbon et les énergies renouvelables venant combler l’écart)²¹.

Les PRM sont appelés à progresser au point de représenter en 2050 la quatrième capacité installée la plus importante

Puissance installée, MW

Source: Canada Energy Regulator, RBC Institut d’action climatique

S’ils devaient être commercialisés, les PRM pourraient permettre de comprimer les échéanciers de réalisation des projets nucléaires, réduire les coûts et permettre d’implanter le nucléaire dans des zones géographiques dont les réseaux sont trop petits pour accueillir de grandes centrales électriques. Dans le cadre d’un scénario de carboneutralité proposé par la Régie de l’énergie du Canada, le pays aura besoin de 25 gigawatts (GW) de capacité provenant des PRM, soit l’équivalent d’environ 85 PRM aptes à contribuer au réseau d’ici 2050, lesquels pourraient fournir 7 % de la capacité électrique du Canada. En vertu d’un tel scénario, l’énergie éolienne côtière représenterait 30 % du total, l’hydroélectricité, 26 %, l’énergie solaire à grande échelle, 10 %, le gaz naturel à faibles émissions, 7 %, et les grandes centrales nucléaires, 30 %²². En tirant parti des PRM comme source d’énergie non émettrice, le Canada pourrait économiser en moyenne 41 mégatonnes (Mt) d’émissions annuellement entre 2030 et 2050 par rapport à une source de production au gaz naturel non altéré²³.

Applications des PRM

Production d’électricité à l’échelle du réseauL’approvisionnement en électricité du Canada est l’un des plus écologiques au monde, alors que 81 % de la capacité provient de l’hydroélectricité, du nucléaire, de l’énergie éolienne et de l’énergie solaire²⁴. Cependant, il n’existe aucune solution simple qui permettrait de décarboner les 19 % du réseau canadien qui toujours tributaires des combustibles fossiles.

Un déploiement réussi des PRM permettrait d’ouvrir la voie à une nouvelle source d’énergie sans émissions pour les réseaux électriques du Canada. L’évolutivité des PRM fait en sorte qu’ils conviennent à des réseaux de taille variables implantés dans des diverses régions. Du reste, au vu des enjeux technologiques, sociaux et de commercialisation qui limitent actuellement la croissance d’autres options énergétiques au Canada, on s’attend des PRM qu’ils se montrent concurrentiels avec d’autres sources d’énergie sur la seule base du coût de production²⁵.

Processus industrielsRéduire les 75 Mt d’équivalent CO2 émises annuellement par le secteur industriel canadien²⁶ constitue un impératif zéro émission nette. Les PRM peuvent aider les industries canadiennes à se décarboner en fournissant aux producteurs de matières premières une source d’électricité et de chaleur ininterrompue et carboneutre. À plus long terme, les PRM pourraient servir à produire des carburants synthétiques et de l’hydrogène à faibles émissions qui pourraient s’avérer utiles dans les secteurs de l’acier, du ciment et de la pétrochimie à forte intensité de carbone.

Les PRM pourraient être implantés sur des sites précis pour des applications spécifiques – comme c’est le cas des secteurs des produits chimiques et des pâtes et papiers afin de créer la vapeur dont la production est actuellement le fruit de la combustion de gaz naturel. Ces applications offriraient un avantage concurrentiel aux entreprises canadiennes dont les clients ont besoin de matériaux à plus faible teneur en carbone.Cependant, le déploiement de PRM sera périlleux dans le cas de certains procédés industriels, au vu des technologies existantes. À titre d’exemple, la fabrication de l’acier dans les hauts-fourneaux de même que celle du ciment nécessitent des températures égales ou supérieures à 1000 °C, que les approches conceptuelles actuelles en matière de PRM ne permettent pas d’envisager²⁷.

Exploitation minièreLe secteur minier produit 2 % des émissions nationales²⁸, mais a accompli de constants progrès en matière de décarbonation. À titre d’exemple, les entreprises minières du secteur du nickel ont entrepris de convertir leurs parcs de véhicules miniers à l’électrique^{29/sup> et ont engagé des projets qui tirent parti des résidus pour capter le CO2^30/sup>.}

Les PRM pourraient permettre de rapprocher de nombreuses autres activités minières de l’objectif que représente la carboneutralité – particulièrement lorsque les sites ne sont pas couverts par l’infrastructure de transport d’électricité – en délaissant les génératrices diesel et en fournissant de l’énergie électrique pour les véhicules miniers.Cependant, le niveau de complexité varie et certaines mines seront plus difficiles à décarboner. Les plus grandes mines et celles qui présentent les niveaux d’émissions les plus élevés du Canada sont vouées à l’exploitation massive de minerai de fer à Terre-Neuve-et-Labrador, au Québec et au Nunavut. À court terme, ces activités continueront d’être tributaires des combustibles fossiles car il n’existe actuellement aucune solution de rechange apte à produire les températures élevées (au moins 1300 °C) dont elles ont besoin pour assurer le traitement du minerai³¹.

Sables bitumineuxLa décarbonation de ce secteur à forte intensité de carbone présente sans doute le plus grand défi climatique du Canada. L’extraction in situ des sables bitumineux représente 12 % des émissions nationales³² et consomme 30 % de la production de gaz naturel du Canada³³ qui est brûlé dans des chaudières pour produire la vapeur nécessaire aux techniques de production in situ.

S’il est possible de commercialiser les PRM, ils joueront un rôle clé pour réduire les émissions dans le secteur pétrolier. En produisant de la vapeur de haute qualité à haute température, les PRM peuvent en effet se substituer aux chaudières alimentées au gaz naturel que l’on retrouve dans les installations de sables bitumineux in situ, contrecarrant ainsi les émissions à leur source même. Contrairement à ce qui est le cas des technologies de captage du carbone, les PRM ne nécessiteraient pas d’infrastructures supplémentaires, comme des pipelines de CO₂ et des installations de stockage souterrain en aval. En implantant un PRM d’envergure dans les installations les plus émettrices, les producteurs de sables bitumineux pourraient en théorie mettre fin aux émissions de gaz naturel pour un coût en capital de 1,6 à 2,6 milliards de dollars. Dans le cas des installations de plus petite envergure, six ou sept microréacteurs modulaires pourraient permettre de réduire les émissions pour un coût en capital compris entre 300 et 700 millions de dollars³⁴.

Perspectives d’avenir :
Ce dont a besoin le Canada pour faire des PRM une réalité

Capital: Le Canada doit dépenser entre 9 et 12 milliards de dollars par an pour atteindre les objectifs de 2030

La construction des grandes centrales nucléaires donne traditionnellement lieu à des dépassements de coûts. Depuis les années 70, les coûts d’investissement des grandes centrales nucléaires aux États-Unis, en France, au Canada et en Allemagne ont grimpé de 60 % à 200 %³⁵, et certains projets récents ont dépassé les budgets prévus de l’ordre de plusieurs milliards de dollars³⁶.

Les PRM pourraient éventuellement contribuer à inverser cette tendance, à tout le moins en théorie. En effet, leur conception moins complexe, leurs caractéristiques de sécurité plus enviables pouvant permettre de rationaliser la réglementation et une possible approche privilégiant la fabrication modulaire et l’assemblage sur place constituent des aspects qui, au dire des défenseurs des PRM, pourraient permettre de surmonter les problèmes de coût auxquels est confrontée l’industrie. Si les PRM peuvent être construits dans les délais et selon ce que prévoient les budgets, ils pourraient s’avérer compétitifs en termes de coût avec d’autres sources d’énergie à émissions faibles ou nulles.

Comme il est encore trop tôt pour tirer le bilan des PRM, il est difficile pour les marchés des capitaux d’évaluer la situation. Ne fonctionnent actuellement commercialement que deux PRM : l’un en Russie, et l’autre en Chine. Dans les deux cas ont été observés une hausse des coûts et des retards sur le plan de l’échéancier de réalisation des projets³⁷. La construction d’un PRM a débuté en Argentine en 2014. Alors qu’une petite poignée de projets en sont à une étape de développement avancée à travers le monde, on ne peut encore déterminer si les PRM parviendront à réaliser des économies d’échelle et à réduire leurs coûts à court terme.

La construction des 85 PRM dont a besoin le Canada pour atteindre ses objectifs climatiques de carboneutralité devrait coûter entre 102 et 226 milliards de dollars³⁸. Compte tenu des longs délais en amont propres au nucléaire, ces dépenses devront être engagées sous peu. Selon l’un des scénarios prospectifs de carboneutralité, le secteur canadien de l’électricité aurait besoin que 93 % de la capacité associée aux PRM du pays soit mise en œuvre d’ici 2040³⁹. Les dépenses en capital nécessaires pour appuyer une croissance d’une telle rapidité au cours des années 2030 devront atteindre en moyenne 9 à 20 milliards de dollars par an⁴⁰.

Le Canada jouit déjà d’un avantage. En effet, le crédit d’impôt à l’investissement dans les technologies propres fédéral pourrait permettre de compenser 30 % des coûts en capital des PRM. Selon les projections actuelles, ces crédits permettraient de réduire le coût de l’électricité produite par les PRM de 24 % tout en renforçant leur niveau de compétitivité⁴¹.

Voies à suivre : Les gouvernements fédéral et provinciaux peuvent attirer des capitaux privés grâce à leur série actuelle et proposée d’incitatifs fiscaux afin de réduire les risques liés au financement des projets. La Banque de l’infrastructure du Canada pourrait également contribuer à stimuler le déploiement rapide et à grande échelle des PRM.

Partenariats autochtones : Le moment est venu pour les entreprises autochtones de diriger des projets d’énergie nucléaire ou d’y contribuer à titre de partenaires.

En construisant un nouveau parc de PRM pour produire de l’énergie propre, le Canada peut planifier la plus récente phase de sa transition énergétique de concert avec les communautés autochtones, et ce, à toutes les étapes de la chaîne de valeur des PRM, de l’uranium jusqu’au développement et à l’exploitation des projets, voire éventuellement à la gestion des combustibles épuisés.

Les signes avant-coureurs sont encourageants. Les groupes autochtones s’affairent déjà à chercher des occasions liées au développement des PRM au Canada, et le financement gouvernemental a contribué à la création d’organismes comme le conseil consultatif autochtone afin que les communautés autochtones puissent s’exprimer d’une voix nationale unie sur les PRM⁴². Au Nouveau-Brunswick, le Conseil des Micmacs du district de la Rive nord et ses sept Premières Nations constituantes ont signé l’an dernier des ententes de participation avec les sociétés Moltex Energy Canada et ARC Clean Technology Canada en vue du développement et du déploiement d’une technologie de PRM avancée⁴³. En Saskatchewan, trois entreprises appartenant à des Autochtones ont uni leurs forces en 2021 afin d’investir et de créer conjointement des entreprises appelées à desservir les marchés des PRM⁴⁴.

Voies à suivre : Le secteur peut maintenir son élan initial grâce à l’engagement et au renforcement des capacités des communautés autochtones. Avec les progrès des technologies de microréacteurs modulaires, les fournisseurs de technologies, les développeurs de projets et les utilisateurs finaux peuvent prioriser encore plus l’engagement et le développement des connaissances en région éloignée, qui conviennent peut-être idéalement au déploiement de microréacteurs modulaires.

Exportations : Les concessions de licence constituent une véritable avenue en matière de production de recettes si le Canada montre la voie

La création d’un secteur national prospère en matière de PRM pourrait créer d’intéressantes possibilités d’exportation pour une nouvelle génération de nucléaire canadien. Parmi les principaux domaines envisageables figure la concession de licences pour les réacteurs GE Hitachi BWRX 300, dont la construction est prévue à la centrale nucléaire de Darlington. La société d’État provinciale Ontario Power Generation (OPG), le service public d’électricité qu’est la Tennessee Valley Authority et la société polonaise Synthos Green Energy ont investi 400 millions de dollars pour mener à bien la conception du BWRX 300⁴⁵. Si cette approche conceptuelle devait porter fruit et se développer, l’OPG pourrait partager les recettes tirées des licences technologiques issues de futurs projets de construction de BWRX 300.

L’expertise canadienne en matière de gestion de projets sera également convoitée. D’ici 2040, l’émergence d’un secteur PRM prospère pourrait créer des avenues d’une valeur annuelle comprise entre 3 et 10 milliards de dollars pour l’expertise canadienne dans le domaine de la préconstruction (p. ex. acquisition de terrains, études environnementales, délivrance de permis) et des services indirects (p. ex. ingénierie, gestion de projets, assurance de la qualité, essais et mise en service).⁴⁶.

Les possibilités en matière d’exportation pourraient s’étendre à d’autres volets de l’industrie des PRM, comme dans le cas de l’approvisionnement en uranium et de la conversion de ce minerai. Le Canada est le deuxième producteur d’uranium au monde, après le Kazakhstan, alors que le pays produit 15 % de l’approvisionnement mondial d’uranium⁴⁷. La multiplication par trois de la capacité nucléaire mondiale d’ici 2050, telle que prévue lors de la conférence de Dubaï sur les changements climatiques (COP28) des Nations Unies, entraînerait la création de perspectives intéressantes pour l’industrie minière canadienne de l’uranium.

La conversion de l’uranium, soit les processus qui permettent de transformer le minerai d’uranium en carburant ou en produits prêts à l’enrichissement, constitue une autre avenue possible. Le Canada contrôle 28 % de la capacité opérationnelle en matière de conversion de l’uranium du monde, proportion qui, si elle est inférieure à celle de la Russie (38 %), se situe néanmoins devant celles de la Chine (25 %) et de la France (8 %)⁴⁸.

Voies à suivre : Le Canada peut renforcer les atouts dont il jouit actuellement en rationalisant la délivrance des permis pour les nouvelles mines d’uranium et en élargissant sa coopération avec les pays alliés, s’agissant de la prestation de services de conversion d’uranium. Le Canada pourrait également nouer déjà des relations avec des partenaires étrangers, notamment avec des pays dont l’expérience en matière nucléaire est limitée, en partageant son expertise en matière d’engagement communautaire et de technologie tout en renforçant l’acceptation sociale du nucléaire.

Acceptation sociale : La modification de la perception de l’énergie nucléaire permettra d’en accélérer l’adoption.

Pour simplifier la mise en place des PRM, le secteur privé et les gouvernements fédéral et provinciaux devront surmonter les perceptions négatives que suscite l’énergie nucléaire. Ils seront également confrontés aux restrictions gouvernementales en place dans certaines provinces. La Colombie-Britannique interdit depuis longtemps la production d’énergie nucléaire⁴⁹ tandis que la Nouvelle-Écosse n’a que récemment reconsidéré la possibilité de produire de l’énergie nucléaire dans la province⁵⁰.

Les sondages montrent que les attitudes de la société canadienne à l’égard de l’énergie nucléaire sont en train de changer. Entre 2012 et 2023, l’appui manifesté par la population canadienne à l’égard de l’énergie nucléaire est passé de 37 % à 55 %, alors que 62 % des personnes interrogées considèrent désormais que l’énergie nucléaire est essentielle à la stratégie carboneutre du Canada. Une majorité de la population de l’Ontario, de la Saskatchewan et de l’Alberta appuie l’énergie nucléaire, comme c’est le cas de vastes pans de la population vivant au Manitoba et dans les provinces de l’Atlantique.

Les sondages d’opinion publique montrent que les Canadiens susceptibles de s’opposer à un projet nucléaire jugé bénéfique s’il devait être construit à proximité de leur lieu de résidence sont de plus en plus minoritaires. Les sondages qui tentent de cerner les inquiétudes de la population à l’égard de la sélection de sites voués à l’implantation de nouvelles centrales et d’installations de gestion des déchets nucléaires montrent que l’opposition locale à de nouveaux projets – notamment à des projets nucléaires – a culminé en 2011, ces préoccupations ayant reculé depuis cette date.

D’autres défis demeurent. En effet, en 2022, 60 % des Canadiens indiquaient qu’ils n’avaient jamais entendu parler des PRM, tandis qu’un autre groupe de 25 % de Canadiens affirmaient n’en être que vaguement conscients. Les sceptiques n’étaient pas convaincus de l’information portant sur l’empreinte réduite, le caractère abordable en termes de prix et la sécurité rehaussée des PRM, bien qu’ils fussent néanmoins disposés à en apprendre plus à leur sujet⁵¹.

Compétences : La croissance des PRM passe par une main-d’œuvre accrue dans le domaine du nucléaire.

Le Canada aura besoin d’une revitalisation rapide de sa main-d’œuvre nucléaire pour appuyer la croissance de l’industrie des PRM au cours des prochaines décennies. Au moins le tiers des professionnels du nucléaire du pays approchaient en 2019 l’âge de la retraite. Il sera essentiel que le pays puisse compter sur les compétences nucléaires essentielles alors que quelque 4 000 professionnels, tous métiers confondus, s’apprêtent à prendre leur retraite d’ici 2025.

Besoins en matière de main-d’œuvre pour le parc de PRM prévu à court terme

Nombre de travailleurs

Source: Conference Board of Canada, NB Power, Source : Institut d’action climatique RBC

La construction et l’exploitation du parc de PRM prévu à court terme en Ontario, en Saskatchewan et au Nouveau-Brunswick, de même qu’en Alberta, nécessiteront en moyenne que l’on puisse compter sur 5 300 travailleurs annuellement d’ici 2040, environ 2 400 travailleurs étant appelés à assurer l’exploitation et l’entretien du parc par la suite. Pour répondre à la demande nationale et internationale, des secteurs connexes comme celui de l’extraction et du traitement de l’uranium devront également compter sur une main-d’œuvre plus importante.

Voies à suivre : Le Canada pourrait suivre l’exemple de la Grande-Bretagne qui, en partenariat avec plusieurs secteurs de l’industrie, a engagé une somme de 763 millions de livres sterling pour revitaliser le secteur nucléaire militaire et civil du pays, avec pour objectif de pourvoir plus de 40 000 nouveaux emplois d’ici la fin de cette décennie, en plus de parfaire les programmes d’apprentissage et de rehausser les études avancées ⁵².

Uranium enrichi : Un défi d’approvisionnement

Parce que son parc de réacteurs CANDU fonctionne à l’uranium naturel, et qu’un traité international empêche le pays d’enrichir de l’uranium sur son territoire, le Canada n’a pas développé de capacité nationale en matière d’enrichissement de l’uranium⁵³. Le Canada devra donc se tourner hors de ses frontières pour trouver l’uranium enrichi nécessaire pour le bon fonctionnement d’un futur parc nucléaire qui aura presque certainement besoin d’un tel combustible. La quantité d’uranium nécessaire dépendra des modèles qui seront développés, tant en ce qui concerne les PRM que les grandes centrales nucléaires.

À une exception près, tous les systèmes de PRM commercialisés aujourd’hui au Canada ont besoin d’uranium enrichi à différents degrés. Les premiers PRM canadiens seront alimentés par de l’uranium faiblement enrichi, lequel proviendra dans un premier temps de la France et des États-Unis⁵⁴. Des systèmes plus avancés nécessiteront de l’uranium faiblement enrichi à teneur élevée.

Les activités d’enrichissement de l’uranium sont concentrées sur le plan géographique. En date de 2022, la Russie contrôlait 40 % de la capacité mondiale en matière d’enrichissement⁵⁵ et était le seul producteur commercial d’uranium faiblement enrichi à teneur élevée. Les enjeux liés à l’accès à l’uranium faiblement enrichi à teneur élevée ont déjà perturbé des projets de PRM aux États-Unis. La résurgence du nucléaire se heurte à une capacité stagnante en matière d’enrichissement, après des années d’offre excédentaire et de sous-investissement, alors qu’il se pourrait fort bien que l’uranium enrichi soit éventuellement confronté à un goulot d’étranglement. Parvenir à résoudre ce problème de goulot d’étranglement pourrait devenir critique.

Voies à suivre : Le Canada devra développer la coopération qu’il entretient avec ses alliés pour renforcer les chaînes d’approvisionnement mondial en uranium enrichi et sécuriser les approvisionnements en uranium faiblement enrichi et en uranium faiblement enrichi à teneur élevée. Le Canada pourrait se tourner vers le partenariat conclu avec d’autres nations dans le cadre du récent partenariat « Sapporo 5 » (Japon, États-Unis, Grande-Bretagne et France) pour investir dans un centre international d’enrichissement de l’uranium et dans un stock stratégique d’uranium enrichi.

Déchets : La multiplication des PRM est synonyme d’accent accru sur la gestion du combustible nucléaire irradié.

Au Canada, le combustible nucléaire irradié provient actuellement du parc de réacteurs CANDU. Il est géré en toute sécurité depuis que les premiers réacteurs commerciaux ont commencé à fonctionner il y a environ cinq décennies. À mesure que le Canada commercialisera des PRM, de nouveaux types de combustibles nucléaires usés nécessiteront une gestion à long terme. Les propriétés physiques, les quantités et les protocoles de gestion des combustibles irradiés varieront considérablement selon le type de PRM en cause. Dans certains cas, le combustible irradié sera d’un type bien compris pour lequel existent déjà à l’échelle internationale des protocoles de gestion. Pour d’autres, il conviendra d’élaborer de nouveaux protocoles de gestion des déchets.

Voies à suivre : Les fournisseurs de PRM devront continuer d’investir dans la recherche et le développement de combustibles avancés et coordonner étroitement leur travail avec la Société de gestion des déchets nucléaires afin de faire évoluer les approches en matière de gestion des combustibles. Des solutions techniques spécifiques devront être mises de l’avant pour la gestion des combustibles de PRM et leur éventuel confinement et leur isolement dans un dépôt géologique en profondeur afin que les combustibles usés puissent être confinés à perpétuité. Le Canada progresse sur la voie de la sélection d’un site destiné à un dépôt géologique en profondeur.

Grandes centrales nucléaires : Les centrales nucléaires traditionnelles ont encore un rôle important à jouer

Les PRM pourraient contribuer à décarboner et à étendre les réseaux électriques qui desservent les grandes et petites agglomérations tout en fournissant de l’énergie aux marchés industriels en tête de pont. Cependant, à mesure qu’augmente la demande d’électricité, les grandes centrales nucléaires traditionnelles doivent continuer à jouer un rôle. Les technologies nucléaires conventionnelles éprouvées, comme le réacteur CANDU proprement canadien et les technologies de rechange éventuelles provenant de l’étranger, sont avantageusement placées pour fournir une capacité sans émissions complémentaires.

À l’exception du réacteur Point Lepreau au Nouveau-Brunswick, le parc nucléaire du Canada est concentré en Ontario. La remise à neuf réussie de deux unités de la centrale nucléaire de Darlington ayant pris près de six mois d’avance sur l’échéancier prévu, et compte tenu des engagements en matière de remise à neuf supplémentaires touchant la centrale nucléaire de Pickering, le Canada est prêt à maintenir son parc en activité pendant au moins 30 autres années⁵⁶. Cependant, il sera essentiel de traduire cette expérience en une nouvelle capacité nucléaire pour que le Canada puisse atteindre ses objectifs climatiques tout en maintenant un approvisionnement énergétique sûr.

Voies à suivre : Les services publics peuvent engager des activités s’échelonnant sur une longue période, comme celles qui concernent l’identification et l’évaluation des sites potentiels de nouvelles grandes centrales nucléaires, et engager des premières discussions sur les thèmes de la mobilisation communautaire, la délivrance de permis et la planification du transport, tout particulièrement dans les zones qui ne disposent pas actuellement de permis pour la construction de nouvelles centrales nucléaires.

Se préparer à la venue des petits réacteurs

Le Canada est un leader mondial dans l’utilisation pacifique de l’énergie nucléaire depuis plus de 75 ans. Les premières recherches menées dans les laboratoires de Montréal et de Chalk River ont contribué aux percées qui ont été réalisées dans l’industrie ainsi qu’au développement d’une technologie sûre et polyvalente du réacteur CANDU – utilisée dans l’est du Canada et exportée dans six autres pays. Les centrales nucléaires de Pickering, Bruce et Darlington ont joué un rôle stratégique tout au long des années 90, en alimentant d’importantes chaînes d’approvisionnement en Ontario et en employant des dizaines de milliers de travailleurs qualifiés. Bien que le resserrement budgétaire et les craintes mondiales concernant la sécurité nucléaires aient interrompu la croissance de l’industrie dans les années 80 et 90, la décision de réinvestir dans les centrales de Bruce et Darlington a depuis lors insufflé une nouvelle vie à ce secteur.

Les promesses associées aux PRM présentent désormais au Canada de nouveaux choix en ce qui concerne notre avenir nucléaire. Si les PRM peuvent être développés et commercialisés rapidement et de manière rentable, ils pourront aider le Canada à répondre à la demande croissante d’électricité et à respecter son engagement d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050. Cependant, nous devrons agir plus rapidement : pour que le Canada atteigne la carboneutralité d’ici 2050, 93 % de la capacité des PRM devra être mise en service dans les années 2030, soit à un rythme deux fois plus rapide que celui que le Canada est parvenu à atteindre en marge du développement de sa capacité nucléaire conventionnelle entre les années 70 et 90⁵⁷.

La bonne nouvelle tient au fait que le Canada prend les devants dans le déploiement des PRM. Le prototype GE Hitachi BWRX 300 est en voie de construction à la centrale de Darlington tandis que d’autres PRM en sont à diverses étapes d’obtention des permis. Le succès pourrait permettre de débloquer une nouvelle source d’énergie pour combler les besoins en matière d’énergie de base non émettrice pour les réseaux du pays ainsi que pour l’énergie hors réseau dans le cas des endroits éloignés. Le succès permettra également de positionner le Canada à titre d’exportateur important de composants et d’expertise en matière de PRM.

Le Canada devra faire preuve d’agilité. L’énergie nucléaire est indiscutablement notre source d’électricité la plus complexe. Et la commercialisation d’approches avancées par le truchement des PRM nécessitera un apport diversifié en termes de capitaux, de compétences, d’approvisionnements en carburant et de politiques publiques. Cela nécessitera à son tour une approche nationale coordonnée afin de faire de cette technologie potentiellement transformatrice un vecteur clé de notre avenir énergétique.

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Au Canada, après celui du pétrole et du gaz, le secteur du transport est celui qui arrive au deuxième rang en termes de volume d’émissions ; en outre, la plupart des émissions des véhicules sont attribuables aux véhicules de promenade. On parle beaucoup de l’importance des investissements liés aux véhicules électriques. Toutefois, la transformation des véhicules moyens et lourds constitue une importante occasion de décarbonation. Ces véhicules ne représentent que 5 % du parc de véhicules au Canada, mais produisent 37 % des émissions de GES du secteur.

Les moyens de réduire les émissions des véhicules moyens et lourds constituaient le thème principal d’un récent atelier animé par le Pembina Institute, un groupe de réflexion de Calgary, dans le cadre de l’événement EV & Charging Expo 2024, à Toronto. Contrairement à d’autres conférences sur la transition énergétique, qui portent souvent sur les besoins en matière de technologie et de capitaux, on a mis l’accent sur les défis au chapitre de la mise en œuvre et de la gestion. Et cela, parce que le passage à l’électrification, même pour les véhicules lourds, est amorcé. La technologie existe et, bien qu’elle n’ait pas fini d’évoluer, on connaît ses coûts et ses avantages. Le secteur des véhicules lourds passe aussi à l’action. Même les conducteurs se préparent à la transition. Une observation émise lors de l’atelier illustre le changement de mentalité : une fois que les conducteurs de véhicules ont goûté à l’expérience du VE, sans le grand bruit des moteurs diésel, ils souhaitent passer à un véhicule de ce type.

Des experts du secteur ont souligné l’importance de trois grands axes qui contribueront à l’accélération du changement :

La collaboration : la transition ne peut avoir lieu sans elle.
Les décisions fondées sur les données : les données et l’information sont d’une importance capitale.
La gestion du changement : une planification globale est essentielle.

L’atteinte d’une synergie entre les gestionnaires de parcs de véhicules et les gestionnaires de services publics devient cruciale, car ces parties sont liées dans le parcours vers la décarbonation. Les gestionnaires de parcs ne sont pas habitués à parler de kilowatts, eux qui pensent généralement en kilomètres. La courbe d’apprentissage qui les amène à choisir les types de bornes de recharge et de véhicules appropriés est pour le moins abrupte. Les gestionnaires de services publics font face à un défi différent : ils doivent développer leur infrastructure, mais ils ne sont pas sûrs de l’ampleur qu’elle doit prendre, et ils ont du mal à ajuster les échéances. De plus, ils essaient de comprendre les détails complexes des besoins énergétiques des parcs de véhicules ainsi que de trouver des options de tarifs d’électricité convenables. Une collaboration efficace permettra de rationaliser le développement des infrastructures et d’éviter les redondances tout en répondant à la demande croissante.

Avant même d’innover, les gestionnaires de parcs sont confrontés à un ensemble complexe de décisions. Le passage à un parc de véhicules électriques nécessite une planification précise, afin d’éviter les dépassements de coûts et les perturbations de l’approvisionnement. C’est alors que les données deviennent indispensables, car un élément important de la transition est le fait que l’électrification implique la numérisation. Des outils comme la télématique – par exemple, des dispositifs de repérage du véhicule – sont essentiels pour recueillir et analyser les données de chaque trajet. Souvent, la décarbonation du parc se produit un véhicule à la fois, et la réussite de celle-ci réside dans la connaissance précise du véhicule et du trajet qui conviennent le mieux dans le cadre de la transition. Il faut ensuite déterminer quand, où et comment charger les véhicules. Bien que certains gestionnaires de parcs s’avèrent être des pionniers, qui ont déjà procédé à la transition de leur parc ou mis en place des projets pilotes, d’autres en sont encore à l’étape de la planification. L’établissement de pratiques d’échange de données peut accélérer les progrès dans l’ensemble du secteur et faciliter la planification pour les gestionnaires de services publics.

De plus, l’électrification des parcs de véhicules modifie les responsabilités traditionnelles et exige une approche globale au sein des organisations. Cela implique des changements de la part de tous : notamment, les conducteurs, qui doivent modifier leurs habitudes de conduite ; les ingénieurs et les spécialistes des TI, qui doivent assurer la continuité opérationnelle au quotidien ; et les gestionnaires de la logistique, qui devront repenser des systèmes de gestion en entier. Une gestion efficace du changement est essentielle pour atteindre cet objectif important et assurer une mobilisation continue des parties prenantes internes et externes.

À mesure que les entreprises de transport et de camionnage progresseront dans la transition énergétique, une nouvelle approche de gestion pourrait s’avérer aussi importante que les moteurs et les systèmes énergétiques qui favorisent la réduction des émissions.

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Joanna Osawe est la fondatrice, présidente et cheffe de la direction de Women in Renewable Energy (WiRE). WiRE est un organisme sans but lucratif dont la mission consiste à promouvoir le rôle et la reconnaissance des femmes et d’autres groupes de personnes sous-représentées dans le secteur de l’énergie. Couvrant toutes les technologies des énergies renouvelables et d’énergie propre, leurs programmes comprennent des chapitres nationaux et internationaux, des chapitres destinés aux étudiants, des excursions sur le terrain pour renforcer ses capacités, des rencontres de réseautage, des programmes de reconnaissance par des prix, des bourses d’études, des séances de mentorat éclair, des entretiens d’embauche éclair, des actualités, des conférences, des ateliers et plus encore.

Action climatique 2024 de RBC

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L’hiver du nucléaire est terminé. Il y a cinq ans, il aurait été difficile d’imaginer que des milliers de personnes se rendraient à Ottawa pour parler d’énergie nucléaire. Toutefois, la volonté de décarbonisation et l’engagement mondial pris lors de la COP28 à tripler la capacité nucléaire d’ici 2050 ont donné un élan considérable à cette source à faibles émissions de carbone.

Des centaines d’ingénieurs, de financiers et de décideurs du monde entier se sont rendus dans la capitale glaciale du pays cette semaine pour explorer les perspectives de cette technologie éprouvée, mais sous un nouvel angle : les petits réacteurs modulaires (PRM).

La semaine dernière, à Ottawa, l’Agence pour l’énergie nucléaire (AEN) de l’OCDE a organisé un événement accessible sur invitation uniquement, axé sur le nouveau chouchou de la transition énergétique. Cet engouement n’est pas difficile à comprendre. Les PRM apportent un certain confort puisqu’ils sont basés sur des réacteurs nucléaires classiques, une technologie opérationnelle depuis les années 1950. L’approche modulaire de la fabrication de pièces de réacteurs devrait également permettre de réduire les coûts par rapport à la construction sur site. Il s’agit d’un véritable atout, car les dépassements de coûts sont monnaie courante dans les projets nucléaires conventionnels, et c’est ce qui leur a coûté le soutien des contribuables et des politiciens.

Les participants à l’événement étaient optimistes quant à la capacité des PRM à décarboner les secteurs les plus difficiles. Leur raisonnement : 50 ans d’expérience dans le nucléaire en Ontario. L’expérience de la province avec les centrales nucléaires de Bruce et de Darlington est considérée comme un tremplin pour les PRM, car il sera possible de tirer parti d’un vaste bassin de main-d’œuvre qualifiée et de connaissances techniques, de l’acceptabilité sociale et du meilleur cadre règlementaire de sa catégorie.

Pourtant, le fait d’être pionnier des PRM coûte au moins 1 milliard de dollars en coûts de conception. Ce coût est à engager avant même le début de la construction. Cela a entraîné une situation d’attente stratégique où de nombreux acteurs des industries lourdes et du secteur pétrolier et gazier sont restés sur la touche dans l’espoir qu’un concurrent fasse le premier pas. L’industrie devra agir rapidement pour tester le potentiel des PRM. Tant que les coûts en capital élevés des PRM n’auront pas été suffisamment réduits, leur potentiel de décarbonisation des secteurs pétrolier, gazier et minier, entre autres, restera inexploité.

Regard critique sur les minéraux critiques : les cinq minéraux à surveiller

Consultez les documents :

1. Pourquoi un tel engouement pour les minéraux critiques ?

2. Quel rôle le Canada peut-il jouer dans la protection des chaînes logistiques des minéraux critiques ?

3. À quoi peut-on s’attendre de la conférence ?

Principaux points à retenir

Pour un pouvoir de négociation accru

Des installations gourmandes en électricité

L’AI commande aux provinces d’adopter des approches régionales plus fines

Tirer parti des possibilités qu’offrent les centres de données à très grande échelle

Emissions: Tirer parti de la capture du carbone

Economy: Des possibilités de croissance chiffrées à 100 milliards de dollars

Data Security: Préserver notre souveraineté numérique et la confidentialité des données

Conclusion

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1.Une question de logistique

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Perspectives d’avenir :Ce dont a besoin le Canada pour faire des PRM une réalité

Se préparer à la venue des petits réacteurs

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