La dernière mise à jour sur le Règlement sur l’électricité propre (REP) du gouvernement fédéral démontre qu’il assouplit sa position sur la réduction drastique des émissions des centrales électriques alimentées au gaz naturel d’ici 2035.
Le gouvernement fédéral montre qu’il est réceptif aux préoccupations des provinces et des services publics quant à leur capacité à atteindre les objectifs de carboneutralité d’ici 2035.
Nous estimons que cela représente une victoire majeure pour l’Ontario, et cette position donne également à l’Alberta et à la Saskatchewan plus de latitude dans la façon dont elles gèrent leur transition vers des sources plus propres.
Les changements proposés ne devraient pas compromettre l’objectif de carboneutralité à l’horizon 2035 fixé pour le secteur de l’électricité si les dispositions relatives aux crédits compensatoires sont incluses.
Des difficultés surgiront dans les menus détails, car le livre blanc ne fournit aucune information sur ce à quoi ressemblera le règlement une fois qu’il aura été arrêté de manière définitive.
En ce qui concerne les prochaines étapes, les commentaires sur les modifications potentielles du REP doivent être soumis d’ici le 15 mars et on s’attend à ce que la version finale du REP soit publiée d’ici l’été.
Depuis sa publication en août 2023, le projet de Règlement sur l’électricité propre d’Ottawa a suscité d’importants débats parmi les provinces. Diverses parties prenantes, dont les provinces, l’industrie et les services publics, ont fait part de leurs inquiétudes quant à la stricte approche retenue dans le projet à l’égard de l’élimination progressive du gaz naturel du réseau. La plupart des provinces craignent qu’il soit difficile d’atteindre, à l’échelle nationale, l’objectif fédéral d’un réseau électrique carboneutre d’ici 2035, tout en préservant la fiabilité et en garantissant l’accessibilité financière du système. L’Alberta et la Saskatchewan qui délaissent actuellement progressivement le charbon au profit de sources moins émettrices comme le gaz naturel ont réagi particulièrement vivement.
Les commentaires reçus par le gouvernement fédéral dans le cadre de la consultation ont soulevé des préoccupations en ce qui concerne l’efficacité de la capture et de la séquestration du carbone, le fonctionnement potentiel de groupes inefficaces, le peu de temps alloué pour la fin de vie réglementaire, les défis pour les installations de cogénération existantes, les dispositions relatives aux crédits compensatoires de gaz à effet de serre (GES), et un examen a posteriori des exemptions d’urgence. Ces préoccupations pourraient avoir une incidence sur les groupes en cours de développement et sur la façon dont les groupes existants sont exploités.
Dans la mise à jour de la semaine dernière, le gouvernement fédéral a proposé des changements majeurs à son projet en vue de réduire les émissions de carbone du secteur électrique canadien d’ici 2035. Les nouvelles options de conception témoignent d’un plus grand pragmatisme dans l’approche du gouvernement fédéral, indiquant en cela qu’il adoucit sa position à l’égard de la réduction drastique des émissions des centrales électriques au gaz d’ici 2035.
Que retrouve-t-on dans la mise à jour ?
Les options de conception actualisées associées au règlement offriraient aux opérateurs de réseaux électriques plus de flexibilité pour continuer à exploiter leurs centrales électriques au gaz naturel au-delà de 2035. À ce titre, on prévoit notamment la fixation de limites d’émission annuelles plutôt que de normes de performance, permettant ainsi aux centrales de fonctionner plus longtemps sans contraintes et l’autorisation de l’achat de crédits compensatoires dans les situations où les émissions provenant de la production de gaz naturel dépassent ces limites.
Les améliorations touchant le règlement actuellement envisagées constituent une victoire importante pour les provinces qui devront toujours compter sur la production de gaz naturel au-delà de 2035. Les exploitants de réseaux électriques provinciaux pourront ainsi continuer à fournir une électricité fiable et abordable tout en maintenant la capacité du Canada à atteindre son objectif en matière de réduction des émissions.
Flexibilité pour les provinces
Le gouvernement fédéral envisage plusieurs options pour offrir plus de flexibilité aux provinces, aux services publics et aux autres organismes de réglementation et fournisseurs d’électricité, tout en garantissant des réductions significatives des émissions. L’une de ces options consiste à délaisser l’approche axée sur une norme de performance, qui est une norme d’intensité d’émission fixe, au profit d’une limite d’émission possible. Cette limite serait adaptée à la capacité de chaque groupe, remplaçant ainsi l’approche actuelle fondée sur une « norme de performance ».
Cette nouvelle approche pourrait favoriser des améliorations d’efficacité et offrir de la flexibilité. Toutefois, elle supprimerait également l’approche relative aux « dispositions pour la production de pointe » qui était incluse dans le projet de REP.
Nous considérons cela comme une victoire majeure pour l’Ontario. Cela donne également à l’Alberta et à la Saskatchewan plus de latitude dans la façon dont elles gèrent leur transition vers des sources plus propres.
De plus, le règlement pourrait permettre à un groupe de dépasser sa limite annuelle d’émissions dans une mesure limitée, à condition qu’il remette des crédits compensatoires de GES pour les émissions excédentaires. Dans ce scénario, le gouvernement fédéral serait confronté à la nécessité d’assurer un approvisionnement fiable en crédits compensatoires de GES de haute qualité. De plus, il devrait établir des mécanismes de marché efficaces pour gérer la demande potentielle accrue en matière de crédits compensatoires au Canada.
Parmi les autres changements à l’étude figurent le prolongement de la « fin de vie réglementaire » au-delà du seuil proposé actuel de 20 ans et la possibilité pour les parties responsables, comme les services publics et les sociétés d’État, de combiner les limites d’émission de leurs multiples groupes existants dans la même juridiction.
Le traitement réglementaire de la cogénération est également à l’étude, et pourrait évoluer vers une limite d’émission. L’approche envisagée opérerait également une distinction entre les émissions provenant de l’électricité utilisée « dans les limites de l’installation » et les émissions associées à l’électricité fournie au réseau.
Le gouvernement fédéral prévoit continuer à collaborer avec les parties intéressées, notamment les provinces et les services publics, avant de finaliser le REP plus tard cette année. Ottawa a déclaré qu’une collaboration continue sera essentielle pour garantir que le règlement puisse permettre des réductions significatives des émissions tout en préservant la fiabilité et en garantissant l’accessibilité financière du système électrique. Les commentaires sur les modifications potentielles du REP doivent être soumis par les parties intéressées d’ici le 15 mars.
Keigan Buck est responsable principal, Politique énergétique, Institut d’action climatique RBC
Le secteur des technologies propres est en phase de correction. Le Forum CleanTech de l’an dernier, qui s’est tenu à Palm Springs, était empreint d’optimisme mesuré, bien que des rumeurs de faillites d’entreprise imminentes circulaient en coulisses.
En 2023, l’avenir des technologies propres avait déjà commencé à se diviser entre les initiatives commercialement viables et les autres, une tendance qui ne fera que s’accentuer. Lors du forum de cette année, qui a eu lieu à San Diego, il a été unanimement reconnu qu’une restructuration imminente du secteur des technologies propres était nécessaire.
Selon BloombergNEF, il est presque certain que les flux de capitaux qui financent des entreprises de technologies propres et qui s’élèvent à 40 milliards de dollars américains, ainsi que les engagements nationaux et des entreprises pour le climat, vont encore baisser cette année.
Les entreprises dont les fondamentaux économiques ou techniques sont plus faibles rencontrent en difficulté, tandis que les investissements en capital-risque et les fonds soutenant la croissance des nouvelles technologies industrielles diminuent. Comme il est devenu plus difficile d’obtenir des financements, des dizaines d’entreprises du secteur des technologies propres ont vu leur valeur baisser et leurs flux financiers se tarir. D’autres baisses et une consolidation de l’industrie semblent inévitables à terme.
Pourtant, l’ADN de la Silicon Valley est ainsi fait : les projets sont testés, échouent et tombent dans l’oubli jusqu’à ce qu’une licorne renaisse de leurs cendres. Et ce cycle se répète à l’infini.
Soyons clairs, l’optimisme est également de mise; le financement de projets et la création d’emplois pour les installations de fabrication de technologies propres n’ont jamais atteint des niveaux aussi élevés. Entre-temps, des mesures gouvernementales, comme l’Inflation Reduction Act des États-Unis, et des investisseurs soucieux des impacts climatiques soutiendront les meilleures entreprises dans leur processus de commercialisation.
La renaissance du secteur manufacturier en Amérique du Nord est en cours, les technologies passant de la phase de démonstration à celle du déploiement. Des usines de batteries pour véhicules électriques, d’électrolyseurs, de pipelines de dioxyde de carbone, et de production d’acier, de ciment et d’ammoniac bas carbone voient le jour partout sur le continent.
Les économies émergentes, notamment en Asie-Pacifique, offrent également des possibilités intéressantes. Certains pays où le niveau de vie augmente, comme l’Inde, la Corée du Sud et la Chine, sont particulièrement vulnérables aux effets des changements climatiques. Cependant, ils résistent au ralentissement économique occidental, ce qui en fait des régions de prédilection pour les investisseurs et les entrepreneurs du secteur des technologies propres.
D’ici la fin de l’année, le rôle de la politique, une autre variable clé influençant la trajectoire climatique future, deviendra également plus clair. Le malaise électoral se fait déjà sentir, avec un retour en arrière des politiques climatiques concernant les véhicules électriques, l’assouplissement des conditions d’octroi de permis d’exploitation du pétrole et du gaz au Royaume-Uni, et des appels à la suppression de la taxe sur le carbone au Canada.
Dans les salles de conférence du San Diego Bay Mission Resort, des rumeurs circulaient quant aux éventuelles difficultés supplémentaires qu’entraînerait le retour de Donald Trump à la Maison-Blanche. Cependant, comme les États traditionnellement républicains captent la majeure partie des flux de capitaux issus des mesures de l’Inflation Reduction Act, les politiques climatiques ne seront peut-être pas tout de suite abandonnées par Trump. Bien évidemment, un deuxième mandat de Joe Biden pourrait ancrer les politiques climatiques dans l’économie américaine.
Le système énergétique mondial connaît actuellement les affres d’une grande mutation.
Non seulement il doit répondre à une demande accrue liée à la croissance démographique et économique, mais la crise climatique exige une modification radicale des sources d’énergie. Les nouvelles technologies changent les perspectives sur ces deux tableaux.
Vers 2035, les 10 milliards de Terriens se seront-ils dotés des moyens énergétiques que suppose la prochaine phase de la croissance durable ? Quel rôle les tensions et ambitions géopolitiques joueront-elles alors ? De quelle manière le Canada – l’un des ténors mondiaux de l’énergie sous toutes ses formes – pourra-t-il générer le plus de valeur dans une économie carboneutre ?
Pour évaluer ce que seront l’offre et la demande d’énergie dans les années 2030, Services économiques et leadership avisé RBC, RBC Marchés des capitaux et Recherche mondiale ont compilé des données mondiales et nationales qui leur ont permis de faire de nouvelles projections fondées sur les hypothèses actuelles concernant l’évolution de la démographie, la croissance économique, la répartition des biens, le recours aux nouvelles technologies et les réglementations gouvernementales.
On trouvera ici les principaux résultats de l’exercice qui a été mené. Six grandes conclusions peuvent en être tirées qui devraient faciliter les débats lors de la COP28 – la conférence des Nations Unies sur le climat qui se tient à Dubaï –, ainsi que les discussions qui s’ensuivront sur les politiques énergétiques.
D’un côté, l’énergie joue un rôle crucial dans tous les pans de notre économie ; de l’autre, les progrès à réaliser sur le plan climatique dépendent de la façon dont nous gérons les émissions. L’équilibre à trouver exige un débat public éclairé auquel les auteurs du présent rapport espèrent contribuer.
1. La croissance de la demande mondiale va être égale à la consommation d’énergie des États-Unis
La croissance de la population mondiale ralentit mais, au cours des prochaines décennies, les besoins des pays émergents nécessiteront de produire plus d’exajoules. En 2050, avec 1,7 milliard d’habitants de plus (soit l’équivalent de la population de la Chine et des États-Unis, le temps d’une génération), les Terriens seront 9,7 milliards. D’ici 2035, l’augmentation sera de 834 millions (la population actuelle de l’Europe). Elle exigera de produire 93 quads de plus (1 quad = 1015 BTU), soit à peu près la consommation d’énergie actuelle des États-Unis.
Concernant les sources d’énergie à forte intensité carbonique, le monde actuel se divise en deux catégories. Dans les pays dits avancés, les gains d’efficacité écoénergétique ont, en Europe et en Amérique du Nord, fait diminuer la consommation par habitant de 13 % en 20 ans (- 0,7 % par an). La croissance démographique ralentit aussi, bien que pas très sensiblement dans les pays les plus développés. Toutefois, les gains d’efficacité écoénergétique par habitant ne sont pas encore suffisants pour que, en valeur absolue, la demande en énergie diminue vraiment, surtout au Canada.
Il en va différemment dans les pays émergents, où la généralisation des voitures particulières, des appareils électroménagers et des fabrications de pointe n’en est qu’à ses débuts. L’Inde – le pays le plus peuplé – consomme encore relativement peu d’énergie. Le ralentissement de la croissance démographique aidera à contenir la hausse des émissions, mais pas assez pour contrebalancer l’augmentation de la demande en sources d’énergie à forte intensité carbonique (le charbon, notamment). De fait, la croissance de la population indienne continue de s’observer surtout dans le nord, où les usines et les villes demeurent dépendantes du charbon.
Croissance de la demande mondiale, par région
Points de pourcentage par rapport à la croissance mondiale
Sources : ONU et Services économiques RBC
Dans les autres pays en développement, le rythme de la croissance varie. En Chine (le plus grand marché mondial), la consommation d’énergie par habitant se rapproche de celle des pays avancés et commencera à se stabiliser. La croissance de la demande devrait ralentir après avoir augmenté de 2 % par an au cours de la prochaine décennie. Par ailleurs, après des décennies de dénatalité, la population chinoise diminue pour de bon, ce qui signifie (toutes choses étant égales par ailleurs) que, en valeur absolue, la consommation d’énergie baisse. D’après nos calculs, sa croissance sera moitié moins rapide que durant la dernière décennie et pourrait être encore plus lente si l’économie chinoise s’essouffle.
Le développement économique, la gestion de la demande en énergie et les contraintes climatiques constituent également un casse-tête dans les pays particulièrement peuplés d’Afrique, dans le reste de l’Asie et en Amérique du Sud. La question des capitaux disponibles y sera vitale. Un cinquième seulement des investissements en énergies propres est consacré aux pays en développement, alors qu’ils représentent les deux tiers de la population mondiale. Quant aux pays à revenu intermédiaire (Brésil, Mexique, Afrique du Sud…), ils comptent pour 75 % de la population mondiale et on y trouve 62 % des habitants les plus pauvres du globe. Le revenu disponible moyen y augmente cependant et le désir d’acquérir un vélomoteur, une maison ou des appareils électroniques nécessitera de produire de l’énergie sous toutes ses formes.
Les écarts de consommation observés entre les pays émergents finiront par s’estomper à mesure que leurs économies se développeront, mais nous n’en sommes pas encore là.
Consommation d’énergie par habitant
MBTU/personne (2021)
Sources : EIA, Recherche économique RBC
2. Les énergies renouvelables vont répondre à 20 % de la demande mondiale
La demande totale en énergie va continuer à augmenter, mais la part des sources carboneutres et renouvelables aussi. Les énergies renouvelables sont censées croître cinq fois plus vite que les autres d’ici 2035 ; elles compteront alors pour 20 % de la consommation mondiale, contre 12 % en 2022 et 8 % en 20121.
Face aux sources classiques, les énergies renouvelables sont devenues beaucoup plus abordables et les aides gouvernementales favorisent la transition. Aux États-Unis, grâce à l’Inflation Reduction Act, la croissance des énergies renouvelables devrait, avec un taux d’augmentation annuel de 7 %, plus que doubler d’ici 2035.
Sur à peu près tous les continents, la part des énergies renouvelables dans la consommation totale devrait augmenter (avant tout parce que, entre 2010 et 2020, le coût de l’énergie solaire et celui de l’énergie éolienne ont diminué respectivement de 56 % et 85 %). Cette croissance pourrait se faire en bonne partie au détriment du charbon et des autres sources à forte intensité carbonique. Au cours de la dernière décennie, la consommation mondiale de charbon a reculé de quelque 0,5 % par an ; cette cadence devrait être deux fois plus forte d’ici 2035. Le charbon ne compterait alors que pour environ 20 % de la consommation d’énergie mondiale, contre 27 % aujourd’hui et plus de 30 % il y a dix ans.
Cependant, les énergies renouvelables s’accompagnent elles aussi de zones d’ombre. Les pays qui se sont résolument engagés dans leur mise en œuvre s’inquiètent de la fiabilité des réseaux qui recourent essentiellement à l’énergie solaire ou éolienne. Par ailleurs, la multiplication des installations entraîne une inflation par les coûts – au moins à moyen terme – et le stockage de l’énergie à grande échelle dans les batteries reste problématique, malgré les rapides progrès réalisés.
D’autre part, pour assurer une mise en œuvre harmonieuse et l’égalité des chances entre les pays, ces derniers doivent absolument coopérer. L’ensemble hétéroclite des réglementations internationales – qui comprend notamment des taxes d’ajustement aux frontières et différents mécanismes de tarification du carbone – doit être peaufiné, s’appuyer sur des normes communes et être accepté par les différentes parties ; l’accélération de la transition l’exige.
En attendant, les inquiétudes que suscite le contrôle par la Chine des métaux, minéraux et technologies essentiels pour ladite transition ont conduit de nombreux pays à établir des chaînes d’approvisionnement parallèles et plus coûteuses. Seulement, il faudra au moins dix ans avant que les mines en projet soient opérationnelles. De plus, la complexité et le coût des chaînes en question pourraient facilement augmenter si des restrictions commerciales entraient en vigueur. De telles frictions ne risquent guère de ralentir l’adoption des énergies renouvelables, mais elles pourraient la retarder.
Consommation mondiale d’énergie selon la source
Sources : EIA, Recherche économique RBC
3. Le pic pétrolier est en vue mais n’est pas encore survenu
Les discussions portant sur le pic pétrolier font parfois oublier qu’un secteur peut fort bien ne jamais dépasser un certain seuil et demeurer pourtant à l’avant-scène pendant des décennies. Nous pensons que la part du pétrole dans la consommation totale d’énergie va continuer de diminuer, mais que, en valeur absolue, la consommation de pétrole n’atteindra pas le pic avant 2035.
Elle diminue dans les grands pays développés (y compris aux États-Unis) mais son augmentation va se poursuivre dans les pays émergents, dont la population et les besoins en énergie par habitant croissent. Ces estimations sont entachées d’assez fortes incertitudes à court terme, dans un sens comme dans l’autre (ralentissement de la croissance et adoption rapide des technologies, notamment en Chine). La trajectoire est toutefois claire : plus de 60 % de la consommation mondiale de pétrole est le fait du secteur des transports, où l’adoption des véhicules électriques va bon train, y compris en Chine, pourtant responsable ces dix dernières années de près des deux tiers de l’augmentation de la consommation. Dans ce pays, les véhicules tout électriques ou hybrides rechargeables représentent aujourd’hui 40 % des ventes au détail, contre 3 % en 2019.
Croissance prévue de la consommation de pétrole par région
Variation annuelle prévue de 2022 à 2035 (en points de pourcentage)
Source : Recherche économique RBC
En Europe, la part des véhicules électriques dans le total des ventes d’automobiles était de 44 % en 2022. Le Royaume-Uni entend interdire en 2035 la vente de véhicules équipés seulement d’un moteur à combustion externe. Le Canada prévoit de faire passer la part des véhicules non polluants dans les ventes de véhicules neufs à 60 % d’ici 2030 et à 100 % d’ici 2035. Tous ces plans peuvent changer – en matière d’énergie verte, les gouvernements retardent souvent l’atteinte des objectifs.
Le taux de remplacement des parcs de véhicules est un autre facteur clé. Aujourd’hui plus fiables et plus solides, les véhicules dotés d’un moteur à combustion interne demeurent en circulation plus longtemps (12 ans en moyenne aux États-Unis) ; ils ne disparaîtront donc pas du jour au lendemain, même si la part des véhicules électriques augmente. Toutefois, la consommation de pétrole par habitant diminue depuis des dizaines d’années dans les pays développés, grâce à un meilleur rendement du carburant, et cette tendance ira probablement croissant à mesure que les véhicules électriques se généraliseront.
Consommation de pétrole par habitant
Indice 100 en 2011
Source : Recherche économique RBC
4. Transition plus incertaine pour le gaz naturel
La fermeture graduelle des centrales au charbon devrait stimuler la demande en gaz naturel, considéré comme l’instrument de la transition vers les énergies renouvelables et le stockage au moyen de batteries – au moins dans les pays développés.
Le rythme de cette transition variera fortement d’une région à l’autre et selon l’ampleur des aides gouvernementales. Aux États-Unis, les subventions prévues dans l’Inflation Reduction Act pour l’installation de thermopompes contribueront à accélérer la transition vers les combustibles renouvelables alimentant les systèmes de chauffage des particuliers et des entreprises. Ailleurs, le charbon demeure une source d’énergie de base que le gaz naturel pourrait supplanter progressivement. En 2022, la Chine – le plus grand émetteur de GES au monde – investit toujours dans l’énergie nucléaire, mais a aussi autorisé la construction de l’équivalent de deux grandes centrales au charbon par semaine, malgré son engagement à atteindre la carboneutralité d’ici 2060. En Inde, on estime que des centrales au charbon d’une puissance totale de 65,3 gigawatts sont en construction ; cela représente un tiers de la capacité de celles qui existent déjà.
À l’échelle mondiale, la croissance de la demande en gaz naturel devrait résulter avant tout de l’augmentation des besoins des pays émergents, qui sont tels que le pic ne devrait survenir qu’après 2035. Toutefois, le taux de croissance annuel sera en moyenne deux fois moins élevé que celui des dix dernières années (1,8 %) et la part du gaz naturel dans la consommation d’énergie mondiale fléchira avec l’accélération de la transition vers les énergies renouvelables.
Au Canada, la demande sera surtout le fait des industriels, notamment ceux du secteur pétrogazier. Le projet LNG Canada, qui devrait être lancé d’ici le milieu de la décennie, constituera la première incursion majeure du Canada sur le terrain des exportations non dirigées vers les États-Unis. Les autres pays développés cherchent en effet à assurer leurs approvisionnements. En Europe, depuis l’invasion de l’Ukraine par la Russie, la construction de 26 terminaux de regazéification a été annoncée ou entamée, pour une capacité totale de 104,5 millions de tonnes par an – soit 20 % de la capacité mondiale actuelle en GNL, selon l’Union internationale de l’industrie du gaz. En Asie, le Japon, la Chine et la Corée du Sud restent les trois premiers importateurs. Les nouveaux accords à long terme qu’ils ont signés avec différents exportateurs montrent qu’ils entendent garantir et diversifier leurs sources d’approvisionnement.
5. Investissements dans le pétrole : profits et plafonnement des émissions
Le pétrole demeure une importante source d’énergie : il comptera encore pour 30 % de la consommation mondiale en 2035. Ce serait encore le cas si le scénario plus optimiste de l’Agence internationale de l’énergie se concrétisait – si le pic de consommation de pétrole mondiale survenait avant la fin de la présente décennie. La nature de la production canadienne (elle repose beaucoup sur des projets à long terme impliquant de très gros investissements irrécupérables initiaux, et elle ne représente qu’une faible part de la production mondiale) la rend à peu près insensible aux fluctuations à court terme du marché2.
Les dépenses en immobilisations du secteur pétrolier et gazier au Canada demeurent faibles
Toutefois, le secteur demeure prisonnier de la capacité insuffisante de ses pipelines, dont il a besoin pour commercialiser le pétrole canadien. L’expansion du pipeline Trans Mountain prise en charge par le gouvernement fédéral aura pour effet d’accroître sensiblement la capacité de transport quand il sera mis en service (probablement en 2024). Le surcroît de capacité (590 000 barils par jour) permettra de facturer le pétrole aux cours internationaux et de contrer la décote des indices canadiens.
Par ailleurs, la production du pétrole extrait des sables bitumineux, déjà bien capitalisée, ne nécessitera probablement pas de nouveaux investissements majeurs. De fait, les sommes investies dans le secteur pétrogazier ne représentent plus que 1,5 % du PIB annuel canadien – moins de la moitié de ce qu’elles représentaient (3,7 %) avant la baisse des cours de 2015.
Même en l’absence de nouveaux projets, le secteur pourra produire davantage au cours de la prochaine décennie si la demande mondiale augmente. Nous prévoyons que la production de pétrole canadienne grimpera de 16,5 % d’ici 2030, par augmentation de la capacité des installations existantes plutôt que sous l’effet de nouveaux investissements.
Le cadre proposé par le gouvernement fédéral pour plafonner les émissions des secteurs pétrolier et gazier pourrait changer cette perspective. Il n’y a pas encore de certitude quant à la forme que prendra la réglementation finale – le cadre envisage un plafond (souple) de 35 % à 38 % en dessous des émissions de 2019 provenant de la production de pétrole et de gaz, à mettre en place progressivement entre 2026 et 2030, avec des options permettant de produire des plafonds plus élevés moyennant un prix. Or les détails sont encore à venir et seront influencés par les réactions de l’industrie, les pressions législatives et les éventuelles contestations judiciaires.
Dans la perspective des années 2030, c’est sans doute en matière de décarbonation que les sociétés pétrolières et gazières ont le plus de besoins en capitaux. Le secteur du pétrole a déjà abaissé ses émissions par baril d’environ 20 % depuis 2010, bien que l’accroissement de production ait entraîné une hausse en valeur absolue pendant cette période. Les plans et propositions de décarbonation (notamment par capture et séquestration) exigeront de nouveaux capitaux totalisant des dizaines de milliards de dollars, qui proviendront en partie du gouvernement fédéral et des provinces. Le secteur estime que de tels investissements pourraient lui garantir ses marchés d’exportation pendant des années voire des décennies.
6. Au Canada, la forte croissance démographique exigera la diversification des sources d’énergie
Du fait de ses hivers rigoureux, de ses étés chauds et de sa population clairsemée, le Canada affiche l’un des taux de consommation d’énergie par habitant les plus élevés au monde. En outre, sa croissance démographique, liée à une forte immigration, implique une demande accrue en énergie.
Les Canadiens d’aujourd’hui adopteront-ils suffisamment vite les technologies vertes pour compenser l’arrivée, d’ici dix ans, de cinq millions d’immigrants ? C’est possible, si l’on en juge par l’engouement pour les véhicules électriques – la proportion de véhicules hybrides ou tout électriques vendus a plus que doublé au cours de la dernière décennie, passant de 7 % à 16 %. Les quantités d’essence vendues sont inférieures d’environ 3 % à celles de 2019, malgré un accroissement de 6 % de la population.
Les ventes d’essence au Canada augmentent moins vite que la population
Les changements que la pandémie a induits sur les habitudes de consommation pourraient avoir des conséquences à long terme. Les politiques de télétravail ont eu un effet marqué sur le transport en commun et la consommation d’essence. À cela s’ajoute le fait que la nouvelle génération de Canadiens et les immigrants, qui sont plus jeunes qu’avant, s’installent plutôt en ville, ce qui entraînera également une baisse de la consommation de carburant.
Qui dit augmentation de la population dit cependant construction de nouveaux logements, qu’il faut chauffer. À long terme, la généralisation d’appareils moins énergivores (thermopompes, par exemple) fera en sorte qu’on utilisera moins le gaz naturel et le mazout pour se chauffer. Cependant, le chauffage demeure une nécessité en hiver, aussi la demande en énergie continuera-t-elle de croître et, pour un temps, la consommation de gaz naturel se maintiendra à un certain niveau.
La croissance de la population ralentit, sauf au Canada
Variation moyenne par an (%)
Sources : Projections démographiques des Nations Unies (Statistique Canada pour le Canada), Recherche économique RBC
Par rapport à d’autres pays, la part des énergies renouvelables (25 %) est importante au Canada, du fait surtout de l’abondance des sources d’hydroélectricité. Il n’en reste pas moins que le Canada est l’un des rares pays développés à ne pas avoir fait croître cette part au cours de la dernière décennie. Cela pourrait changer d’ici dix ans, si l’on en croit le Règlement sur l’électricité propre que le gouvernement fédéral se propose de mettre en œuvre et qui prévoit d’établir, d’ici 2035, des réseaux électriques à émissions faibles ou nulles. Le règlement s’inscrit dans le dessein général du gouvernement canadien : rendre l’économie carboneutre d’ici 2050. De la forme qu’il prendra et de son efficacité (plusieurs provinces s’y opposent) dépendra la ligne de tendance que suivra la consommation de gaz naturel.
Le Canada est censé également s’appuyer sur le développement du nucléaire, dont l’Ontario est le maître d’œuvre, pour hausser la part des énergies carboneutres. À mesure que l’acceptation de cette industrie comme source d’énergie fiable sans émission progressera, nous prévoyons une augmentation de 9 % de la consommation d’énergie nucléaire au Canada d’ici 2035.
Consommation canadienne d’énergie selon la source
Source: U.S. Department of Energy, RBC Economics
En conclusion, des leviers politiques judicieux et l’innovation industrielle peuvent faire du Canada un acteur mondial du secteur de l’énergie, et ce, dans tous les secteurs (solaire, éolien, bois et combustibles fossiles). Grâce à ses ressources et à l’ingéniosité des Canadiens, notre pays peut devenir une force agissante dans le monde et atteindre son objectif de carboneutralité, comme nous le soulignions dans notre rapport Une transition à 2 billions de dollars.
Myha Truong-Regan, Head of Climate Research, RBC Climate Action Institute Yadullah Hussain, Managing Editor, RBC Climate Action Institute Caprice Biasoni, Graphic Design Specialist
La croissance des énergies renouvelables sera plus rapide si les gouvernements se montrent davantage décidés à favoriser la transition. Les projections de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) indiquent aussi que, en 2035, les énergies renouvelables compteront pour quelque 20 % de la consommation mondiale si l’on tient compte des « politiques déclarées », mais cette part pourrait avoisiner 33 % si l’on en croit les « engagements annoncés ».
La production canadienne a continué d’augmenter après l’effondrement des cours mondiaux survenu en 2015.
En cette période de croissance de la demande en électricité et de forte concurrence autour des fonds visant à soutenir la décarbonation, le Canada fait face à un enjeu de taille.
Avec ses réseaux électriques à faibles émissions, le pays dispose d’une longueur d’avance, mais il devra beaucoup investir s’il veut étoffer une infrastructure fiable propice aux activités industrielles non polluantes.
Alors que la course à la carboneutralité s’accélère, l’Inflation Reduction Act (IRA) promulgué par les États-Unis constitue un catalyseur essentiel – les mesures incitatives, qui se chiffrent en milliards de dollars, vont permettre au Canada de tirer un profit supplémentaire de la transition énergétique, mais l’IRA impose par ailleurs à Ottawa, aux provinces et au secteur de l’électricité de s’engager davantage. Un réseau canadien vert et beaucoup plus étoffé jouerait le rôle de tremplin pour les nouveaux marchés de l’énergie.
La semaine dernière, le gouvernement fédéral, qui entend relever le défi, a dévoilé son très attendu Règlement sur l’électricité propre (REP), qui trace la voie plus ou moins directe vers un réseau électrique carboneutre à compter de 2035.
Après avoir exigé des réseaux sans émissions, Ottawa a adouci le ton, pris en compte les besoins particuliers de chaque province et admis la difficulté de la tâche consistant à assurer la transition énergétique tout en maintenant le coût abordable de l’électricité et la fiabilité du service. Le gouvernement reconnaît que le pays a besoin de toutes les sources d’énergie dont il dispose pour bâtir une infrastructure fiable, mais il entend prévoir des garde-fou pour que les nouveaux investissements se fassent en faveur des sources les moins polluantes.
Si Ottawa et les provinces ne s’entendaient pas jusqu’ici sur le rôle que jouera le gaz naturel à faibles émissions, le gouvernement est désormais plus clair. Sous sa forme actuelle, le REP offre une certaine latitude, mais il est entendu que la production d’électricité par le Canada devra être carboneutre 15 ans plus tôt que les autres secteurs de l’économie.
Sur le plan de la crédibilité du pays, le Règlement va jouer un rôle déterminant. Seul un bouquet diversifié (centrales au gaz avec capture du carbone, énergie nucléaire, hydroélectricité, énergies renouvelables) permettra de répondre à la demande, qui ne fait que croître. Les bailleurs de fonds seront d’autant plus portés à investir dans les nouveaux secteurs (chaînes d’approvisionnement liées aux véhicules électriques, exploitation minière durable, etc.).
Il appartient maintenant aux provinces d’adopter le Règlement. Le gouvernement fédéral entendra leurs commentaires jusqu’en novembre 2023. La version définitive du REP devrait être publiée d’ici 2024.
Certaines provinces auront du mal à atteindre la carboneutralité d’ici 2035
Émissions de GES dues au secteur de l’électricité
Province ou territoire
Émissions de GES des réseaux électriques (en mégatonnes)
Part des réseaux dans les émissions totales de la région
Part de l’électricité propre ou renouvelable (%)
Colombie-Britannique
0,4
1
97,5
Alberta
32,7
13
15,1
Saskatchewan
13,9
21
14,1
Manitoba
0
0
99,8
Ontario
3,7
2
92,3
Quebec
0,3
0
99,7
Nouveau-Brunswick
3,5
28
73,4
Nouvelle-Écosse
6,3
43
26,6
Île-du-Prince-Édouard
0
0
99,3
Terre-Neuve-et-Labrador
1
10
97,8
Yukon
0,1
9
72,8
Territoires du Nord-Ouest
0,1
4
68,7
Nunavut
0,2
25
0,2
Canada
62,1
9
82,6
Source: Environnement et Changement climatique Canada, Régie de l’énergie du Canada, Institut d’action climatique RBC
La Place Du Gaz Naturel
Les consultations auxquelles le REP a donné lieu l’an dernier ont suscité des tensions entre Ottawa et les provinces qui dépendent des énergies fossiles, comme l’Alberta, qui vient d’annoncer un moratoire de six mois sur les projets concernant les énergies renouvelables. D’autres provinces qui misent sur le gaz (Saskatchewan, Ontario et Nouvelle-Écosse) se disent également préoccupées.
Les producteurs d’électricité se demandent si, avec le recours accru à l’énergie éolienne ou solaire, il sera toujours possible de répondre à la demande sans que des pannes se produisent. En Ontario, la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE) relève que 40 % des épisodes météorologiques pouvant affecter la production à partir de sources renouvelables sont d’une durée supérieure à celle du stockage de l’électricité dans les batteries. L’augmentation de la demande en électricité et du coût des solutions telles que le stockage et les centrales nucléaires renforce la position des producteurs de gaz.
La flexibilité relative des règles proposées devrait toutefois permettre de rassurer les acteurs et de ne pas retirer entièrement son rôle au gaz naturel :
Les unités de production d’au moins 25 mégawatts (MW) raccordées au réseau à compter de 2035 ne devront pas dépasser le seuil annuel de 30 tonnes de CO2 par gigawattheure (GWh) d’électricité produite (une centrale au gaz classique en émet de 400 à 500 tonnes par GWh).
Aux fins des exigences de fiabilité, les turbines à gaz d’appoint non modifiées pourront fonctionner 5 % du temps sans respecter la norme sur les émissions. Ottawa a envisagé une plage plus longue, mais les coûts ne diminueraient alors que de 2 %, alors que les émissions augmenteraient.
Pour les turbines à gaz en service avant 2025, les émissions seront non plafonnées pendant 20 ans (cette concession ne s’appliquera probablement pas aux turbines qui ne sont pas encore sur la planche à dessin, puisqu’elles ne pourront entrer en service avant 2025).
Les exploitants de centrales au gaz qui installeront des dispositifs de capture du carbone pourront demander une dérogation : leurs émissions annuelles moyennes pourront atteindre 40 tonnes/GWh pendant les 7 années suivant la mise en service du dispositif.
Le REP ne s’appliquerait pas à l’électricité produite hors réseau (pour des fins particulières), ni aux émissions associées à la composante thermique des équipements produisant à la fois de la chaleur et de l’électricité (comme ceux utilisés par l’industrie des sables bitumineux). Ces émissions continueront en effet de faire l’objet de la taxe carbone imposée aux grands émetteurs.
Toutes ces dispositions donneront à l’Alberta et à la Saskatchewan la latitude nécessaire pour réduire leur dépendance aux énergies fossiles. Des incitatifs sont cependant prévus pour amener les provinces à se passer graduellement du gaz naturel.
Les Provinces Prennent Le Relais
Selon nous, le gouvernement a fait d’importantes concessions aux provinces et aux industriels sans vider de sa substance un règlement qui devrait influer fortement sur le rôle des centrales au gaz non équipées de dispositifs de réduction des émissions.
Le seuil des 5 % imposé aux unités d’appoint est sévère (bien des centrales de pointe fonctionnent au-delà), mais la transition vers le gaz (comme en Alberta, qui commence à transformer ses centrales au charbon) sera autorisée pendant au moins 20 ans, ce qui devrait permettre aux exploitants d’amortir l’investissement.
Là où la séquestration de carbone ne pourra se faire, il sera difficile de mettre en service de nouvelles centrales de base au gaz. Si le Règlement entre en vigueur sous la forme proposée, il est peu probable qu’on en construise dans l’est du Canada sans une sérieuse stratégie de capture et de séquestration du carbone, et sans étude des possibilités de stockage. Le modèle prôné par le gouvernement fédéral offre en effet peu de possibilités d’émissions dans le cadre réglementaire à venir, même si l’on tient compte des concessions accordées aux centrales d’appoint : après 2035, la part du gaz naturel dans la production canadienne d’électricité devrait être comprise entre 0,5 % et 1 %.
La réglementation et les crédits d’impôt à l’investissement prévus dans le budget de 2023 devraient faciliter la transition.
En prélude à l’annonce d’une stratégie sur l’électricité propre, Ottawa a laissé entendre que les fonds fédéraux seraient réservés aux provinces qui prendront des mesures concrètes visant à la carboneutralité.
Les gouvernements provinciaux devront probablement s’engager publiquement en faveur des objectifs de carboneutralité 2035 et commencer à réduire les émissions dans les autres secteurs. La transition sera d’autant plus rapide que les provinces faciliteront la délivrance des permis nécessaires à la mise en œuvre des lignes de transport, des projets de stockage d’électricité et des équipements de capture du carbone.
Collaborateurs :
Auteur principal : Colin Guldimann, premier économiste
La stratégie de l’Ontario en matière de réseau propre publiée cette semaine semble tout prévoir.
La province redouble d’efforts dans le domaine de l’énergie nucléaire, maintient l’exploitation du gaz naturel et envisage d’augmenter la production d’hydroélectricité, tout en intégrant davantage d’énergie solaire et éolienne dans le réseau.
Le plan du gouvernement provincial visant à répondre aux besoins croissants en électricité à long terme mérite des éloges. Le projet d’investir davantage dans le nucléaire renforcera la certitude que le réseau électrique de l’Ontario permettra d’atteindre l’objectif zéro émission nette d’ici 2050 . Toutefois, sa dépendance vis-à-vis du gaz naturel à court terme pourrait menacer les cibles climatiques à court terme.
Le « Plan de l’Ontario pour un avenir énergétique propre » indique que le gouvernement reconnaît la dépendance de la croissance économique de la province à l’égard de plus d’électricité propre : un réseau plus vert permettrait à la province d’attirer des milliards de dollars d’investissements dans la transition énergétique, notamment dans les chaînes logistiques des véhicules électriques, la décarbonisation des secteurs industriels, le stockage de l’énergie et les minéraux critiques. Cependant, le plan est un peu incomplet en raison de la priorité sur les années 2040. Si la province décide de maintenir les centrales au gaz naturel dans son bouquet énergétique, elle risque de susciter un conflit politique avec le gouvernement fédéral, qui s’apprête à mettre en place le règlement sur l’électricité propre.
Augmentation de la demande
D’ici 2050, la capacité de production d’électricité de l’Ontario (la quantité d’énergie que la province peut produire en même temps) devrait plus que doubler pour atteindre 88 000 mégawatts. La province aura aussi à remplacer une capacité de production d’électricité de 20 000 mégawatts dans les trois prochaines décennies. Compte tenu de l’augmentation de la population ces prochaines décennies, l’Ontario devra relever le défi d’alimenter le réseau sans accroître ses émissions.
Grâce en partie aux subventions, la province attire également des investissements sans précédent dans la fabrication de batteries pour véhicules électriques, l’élaboration d’acier propre et d’autres secteurs, ce qui pèserait sur la capacité de production. Une fois lancés, les cinq principaux investissements dans la nouvelle économie de l’énergie feront à eux seuls grimper la demande industrielle de 21 %.
Renaissance nucléaire
L’Ontario investit fortement dans de nouveaux réacteurs nucléaires pour répondre à la demande. Elle a annoncé la semaine dernière son intention de faire de la centrale nucléaire de Bruce le plus grand site nucléaire du monde, en agrandissant sa capacité de 4 800 mégawatts et en ajoutant trois petits réacteurs modulaires innovants à celui prévu sur le site nucléaire à Darlington en 2021.
Source de secours C’est ce que la province appelle sa « police d’assurance ». Le gaz naturel continuera à jouer un rôle à mesure que les sites à Darlington et Bruce seront remis en état dans les dix prochaines années (à l’apogée, quatre unités nucléaires représentant 9 % de la capacité de l’Ontario seront hors service). À cette fin, la province est à la recherche de 1 500 MW de nouvelles capacités de production de gaz (une croissance d’environ 15 %, si réalisée). Or, cette évolution pourrait nuire aux plans de réduction des émissions de la province : selon une récente estimation de la Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), les émissions du secteur de l’électricité devraient presque tripler d’ici 2030, car les centrales au gaz remplaceront à court terme la production d’électricité nucléaire.
Soutien aux énergies renouvelables La province achète des infrastructures de stockage de l’électricité, ce qui est essentiel si elle veut utiliser l’énergie éolienne et solaire de manière plus rentable. L’acquisition actuelle de 2 500 MW d’infrastructure de stockage d’énergie propre constitue le plus important achat de batteries dans l’histoire du Canada. L’infrastructure de stockage d’énergie d’Oneida et le projet hydroélectrique à réserve pompée de Marmora représentent aussi des développements positifs.
Cependant, étant donné l’intégration de plus d’énergies renouvelables dans le réseau de la province, la construction de lignes de transport deviendra indispensable pour brancher l’électricité des sites éloignés. La province n’a pas encore défini de stratégie pour résoudre ce problème imminent de transport.
Ce qui manque
À notre avis, le plan à long terme de la province est plutôt bien conçu : le nucléaire et l’hydroélectricité renforcent la plupart des nouvelles énergies renouvelables, tandis que certaines questions se posent quant à l’électricité de pointe provenant du gaz avec captage du carbone ou de l’hydrogène. L’Ontario s’efforce d’accroître sa capacité hydroélectrique et d’explorer les technologies prometteuses à faible émission de carbone, comme le gaz naturel renouvelable et le diesel renouvelable, afin de conserver son rôle de centre des technologies propres.
Toutefois, le manque d’orientation à court terme sur les infrastructures clés suscite l’inquiétude. Le transport sera essentiel pour intégrer les énergies renouvelables, il faudra investir dans les sociétés de distribution locales pour faciliter l’électrification des ménages et s’assurer que le réseau peut alimenter les véhicules électriques et les thermopompes, et une technologie plus intelligente peut contribuer à limiter les pointes d’utilisation de gaz naturel à court et à moyen terme.
Le plan propose de bonnes premières mesures pour favoriser un système électrique plus flexible, notamment en autorisant les consommateurs à accéder aux données sur les services publics par le bouton vert (un programme de suivi de l’efficacité énergétique) et en encourageant l’utilisation de l’énergie décentralisée (comme le système héliotechnique sur le toit) ou les économies d’énergie.
L’investissement à long terme de l’Ontario dans le nucléaire permettra d’ouvrir une voie claire vers les objectifs climatiques de 2050 . Néanmoins, pour éviter d’investir massivement dans des infrastructures émettrices au cours des prochaines années, la province devra agir rapidement et rendre les coûts plus transparents pour les consommateurs.
L’Ontario doit investir 450 milliards de dollars d’ici à 2050 pour répondre à l’augmentation de la demande et devenir une plaque tournante du réseau vert, attrayante pour les industries qui cherchent à réduire ou à éliminer leurs émissions.
La demande croissante d’électricité pourrait mettre à rude épreuve le réseau de la province dès 2026 et même provoquer des pénuries chroniques d’ici à 2030. Pour répondre aux besoins pressants à court terme, l’Ontario envisage d’augmenter la production d’électricité à partir de gaz, ce qui, si rien n’est fait, pourrait entrer en conflit avec le règlement sur l’électricité propre que le gouvernement fédéral s’apprête à mettre en place.
La province peut éviter de prendre des décisions coûteuses sur son futur bouquet énergétique en adoptant des mesures politiques et des incitatifs puissants pour économiser l’énergie.
Des mesures opportunes de conservation de l’énergie pourraient permettre d’économiser suffisamment d’électricité pour alimenter 3 millions de foyers d’ici le début des années 2040, ce qui représente un peu plus de la moitié de la demande d’électricité résidentielle de la province.
Des technologies déjà disponibles, telles que les thermostats et panneaux électriques intelligents ainsi que les systèmes de chauffage, de ventilation et de climatisation basés sur l’IA – qui peuvent améliorer considérablement l’efficacité et la durabilité du réseau – donneraient à l’Ontario la marge de manœuvre nécessaire pour gérer les pics de demande sans construire de nouvelles centrales à gaz.
Ces mesures pourraient permettre aux contribuables ontariens d’économiser au moins 500 millions de dollars par an en coûts de production évités chaque année pendant cette période.
Les maisons intelligentes peuvent accroître l’efficacité du réseau électrique
Les maisons intelligentes pourraient permettre aux contribuables ontariens d’économiser 500 millions de dollars par an
1
Thermostats intelligents
2
Panneaux solaires
3
Systèmes de chauffage, de ventilation et de climatisation intelligent
4
Distribution aux véhicules électriques de l’énergie stockée dans des batteries
5
Ampoules DEL pour la conservation
6
Isolation et étanchéité pour réduire la consommation d’électricité de la thermopompe
7
Panneau électrique intelligent
8
Prises Wi-Fi
9
Électroménagers éconergétiques
10
Chauffe-eau à thermopompe
L’Ontario se prépare à affronter un accroissement de la demande d’électricité.
La croissance rapide de la population de la province, l’électrification de l’industrie et le vieillissement des réacteurs nucléaires feront passer le réseau électrique de la province de décennies d’excédents confortables à des pénuries critiques en l’espace de quelques années seulement. D’ici à 2026, le réseau de la province pourrait avoir du mal à répondre à la demande pendant les périodes de pointe ; d’ici à 2030, la montée en flèche de la demande pourrait dépasser la capacité de production.
De toute évidence, la construction de nouvelles centrales électriques sera inévitable dans les années à venir. La Société indépendante d’exploitation du réseau d’électricité (SIERE), qui gère le marché de l’électricité de la province, prévoit d’importer de l’électricité (principalement du Québec), de développer les énergies renouvelables, de stocker l’électricité dans des batteries et de faire l’essai de nouveaux réacteurs nucléaires pour répondre à la demande. Mais la SIERE lance également un appel d’offres pour de nouvelles centrales électriques au gaz qui sont essentielles pour gérer les pressions sur la capacité à court terme.
Cette stratégie pourrait entrer en conflit avec le Règlement sur l’électricité propre (REP) prévu par Ottawa, qui interdira les centrales électriques au gaz traditionnelles pour garantir un réseau électrique carboneutre d’ici à 2035.
L’électricité génère 7,7 % des émissions de gaz à effet de serre du Canada, ce qui en fait la sixième source d’émissions du pays. Le pays s’enorgueillit d’avoir l’un des réseaux les plus propres au monde, mais cette réputation est menacée car des provinces comme l’Ontario, l’Alberta et la Saskatchewan restent fortement dépendantes du gaz naturel et le considèrent comme une source essentielle et fiable pour répondre à la demande future.
Le REP proposé s’appuie sur les réglementations fédérales relatives au charbon qui prévoient l’élimination progressive des unités traditionnelles de production d’électricité à partir de charbon d’ici à 2030, et vise à prévenir les émissions générées par le réseau au fur et à mesure que d’autres secteurs s’électrifient. La demande croissante de véhicules et de thermopompes électriques, de sidérurgie alimentée à l’électricité et de fabrication de batteries, entre autres, entraînera une expansion rapide du réseau au cours des prochaines décennies. Laissées à elles-mêmes, certaines provinces ont prévu d’ajouter de l’électricité produite à partir de gaz naturel, annulant ainsi en partie les réductions d’émissions de ces secteurs.
Le gouvernement fédéral estime que les crédits d’impôt sur l’électricité récemment annoncés devraient compenser le coût de l’élimination du gaz du bouquet énergétique ou de l’installation d’un système de captage du carbone, mais plusieurs provinces affirment qu’il sera difficile de construire suffisamment de centrales électriques non émettrices pour respecter le calendrier d’Ottawa. L’Alberta et la Saskatchewan, qui abandonnent rapidement le charbon comme source d’énergie, hésitent à fermer la porte au gaz naturel sans s’être assurées de la fiabilité des autres sources.
La mise en œuvre du REP dans sa forme et son calendrier actuels pourrait donner lieu à une lutte fédérale-provinciale.
En tant que principal moteur économique du pays et province la plus peuplée, l’Ontario est confrontée au défi le plus immédiat. Mais il est hasardeux d’investir 450 milliards de dollars dans la production, le transport et la distribution d’ici à 2050 sans connaître l’ampleur de la demande.
Pour assurer une transition accélérée mais ordonnée, l’Ontario devra faire les deux : accroître l’offre, mais aussi trouver d’autres moyens de gérer la demande entre-temps.
Le rapport de RBC sur la transition à 2 billions de dollars estime que des investissements annuels de 5,4 milliards de dollars dans les énergies renouvelables et les batteries sont nécessaires pour économiser environ 11 millions de tonnes d’émissions de gaz à effet de serre, mais le gaz naturel devra jouer un rôle stabilisateur pour assurer une transition énergétique ordonnée.
À mesure que les sources d’énergie fiables de l’Ontario, telles que les centrales nucléaires, sont remises à neuf et que les centrales au charbon sont fermées, la province privilégie la production d’électricité à partir de gaz naturel. Mais cette stratégie est en contradiction avec les objectifs fédéraux de carboneutralité : une estimation récente de la SIERE prévoit le triplement des émissions d’ici à la fin de la décennie, les centrales au gaz devant répondre à la demande croissante et à la baisse de la production nucléaire.
Ne plus dépendre du gaz
Que peut faire la province pour gagner du temps et éviter de se lancer trop tôt dans une production coûteuse de gaz naturel ?
L’une des solutions consiste à utiliser des leviers politiques pour retarder la demande. Les économies d’énergie peuvent donner à la province le temps de construire des sources d’énergie plus propres et à grande échelle, telles que l’hydroélectricité et le nucléaire, au lieu du gaz, ce qui permet d’économiser de l’argent à long terme, comme nous l’écrivions l’année dernière dans Le prix de l’énergie.
Le report d’engagements financiers importants permettra de maintenir l’électricité à un prix abordable et donnera à l’Ontario le temps de se redéfinir en tant que pôle manufacturier à faible émission de carbone, attirant des entreprises actives dans les chaînes d’approvisionnement des voitures électriques, la production de métaux verts et les technologies propres.
La bonne nouvelle : il existe une technologie que l’Ontario peut utiliser pour faire face à l’imminence de la demande et retarder le moment de s’engager pleinement dans la production d’électricité à partir de gaz naturel. Il sera également essentiel de modifier les attitudes et les habitudes des consommateurs pour promouvoir la flexibilité de la demande et l’efficacité énergétique afin de réaliser des économies importantes et d’atténuer les pressions sur le réseau.
D’ici 2040, l’Ontario pourrait répondre à près de 20 % de la croissance de sa demande d’électricité grâce à des mesures de conservation économiquement viables.
La conservation de l’électricité est souvent négligée, car elle n’a guère contribué à réduire les émissions du réseau déjà vert de l’Ontario, mais elle pourrait devenir un levier politique essentiel pour éviter la construction de nouvelles centrales au gaz. D’ici 2040, l’Ontario pourrait répondre à près de 20 % de la croissance prévue de la demande – soit 28 térawattheures (TWh) – grâce à des mesures de conservation économiquement viables. Cela permettrait aux contribuables ontariens d’économiser au moins 500 millions de dollars par an d’ici à 2040.
Cela a déjà fonctionné par le passé. Au cours des deux dernières décennies, malgré un ralentissement de la croissance de la demande, les programmes de conservation de la SIERE ont dépassé la demande. Grâce au financement des travaux de modernisation et de l’éclairage à DEL, entre autres, les économies d’électricité ont doublé entre 2014 et 2021, passant de 11 TWh à près de 22 TWh. La demande n’a augmenté que de 7 TWh en comparaison.
Pour maximiser son potentiel, l’Ontario devra tirer parti de la technologie pour déplacer les pics de consommation afin d’éviter de devoir accroître la capacité de production dès maintenant.
La technologie intelligente à la rescousse du réseau
L’Ontario peut s’appuyer sur sa réputation de chef de file en matière d’innovation dans le domaine des réseaux pour favoriser une utilisation intelligente de l’énergie. C’est l’une des seules juridictions au monde où un compteur intelligent est installé dans presque tous les foyers. Cela a permis à la province de mettre en place une politique de tarification au compteur horaire pour gérer la demande en période de pointe.
La flexibilité de la demande permet aussi de mieux s’adapter aux sources variables à émissions nulles, comme l’énergie éolienne et l’énergie solaire. Si les incitations financières adéquates suscitent un changement comportemental, les consommateurs pourraient être amenés à installer des panneaux solaires, des thermostats intelligents et des panneaux électriques intelligents susceptibles d’améliorer l’efficacité du réseau.
Actuellement, le réseau centralisé de l’Ontario sous-utilise ces technologies. Voici quelques moyens pour la province de tirer parti des nouvelles technologies.
Plus payantes : Les propriétaires de VE économisent de l’argent lorsqu’ils rechargent leur voiture pendant la nuit. Mais que se passerait-il s’ils pouvaient consommer eux-mêmes cette énergie lorsqu’ils allument leur cuisinière à induction ou revendre au réseau l’énergie résiduelle de leur voiture ? D’après nos recherches, les propriétaires de VE pourraient gagner jusqu’à 100 dollars par mois. Ces paiements pourraient compenser les coûts d’amélioration de la distribution pour les ménages, même si des améliorations de l’infrastructure seront nécessaires pour faciliter la nouvelle technologie « véhicule-réseau ». Si l’on s’y prend bien, ces paiements pourraient également permettre à la province d’économiser de l’argent, car le stockage de l’énergie dans les VE pourrait être moins coûteux que les batteries à usage unique des services publics. Donner aux consommateurs les bons signaux de prix peut favoriser une demande plus réactive. Une étude menée en Californie, où les prix de l’électricité sont plus élevés qu’en Ontario, a révélé que les consommateurs réduisaient leur demande de 18 % en réponse aux notifications concernant les pics du système lorsqu’ils touchaient une compensation en contrepartie.
Plus intelligentes : Les systèmes de surveillance domestique raccordés à des panneaux électriques ou intelligents peuvent être associés à des prises Wi-Fi et à des thermostats intelligents pour contrôler à distance les appareils, les lumières, le chauffage et la climatisation afin d’éviter les pics de consommation d’électricité. À Montréal, le logiciel d’intelligence artificielle de la jeune entreprise Brainbox a permis de réduire de 10 % la consommation d’électricité d’une grande tour de bureaux en éliminant les inefficacités du système.
Plus souples : Grâce à la mise en place de systèmes intelligents, les panneaux électriques peuvent avertir les consommateurs que la sécheuse qu’ils viennent de mettre en marche fonctionnera de manière plus économique dans une heure. Ou encore, lorsque le système prévoit de nouveaux pics, les chauffe-eau intelligents pourraient préchauffer et stocker de l’eau chaude pour plus tard dans la journée. Cela pourrait être la clé pour gérer un réseau qui dépend de plus en plus de l’énergie renouvelable variable.
Plus accessibles : Les programmes actuels de réponse à la demande de l’Ontario se concentrent sur une compensation versée au secteur industriel et aux grands bâtiments pour qu’ils réduisent la demande pendant les périodes de pointe. En trouvant des moyens d’encourager l’adoption généralisée et décentralisée de ces technologies, on peut aider les consommateurs à profiter des services qu’ils peuvent fournir au réseau (et à être payés en retour), ce qui réduit le coût de l’électrification.
Plus rentables : L’efficacité énergétique traditionnelle peut également soulager le réseau électrique de l’Ontario. Pensez à des solutions analogiques comme les ampoules DEL, les appareils électroménagers à faible consommation d’énergie, les pompes de piscine efficaces pour les propriétaires. Les programmes de modernisation devront également être élargis, avec le soutien de la SIERE.
Des mesures en faveur d’un réseau vert et efficace
L’Ontario est dans une position enviable pour amener les consommateurs d’électricité à changer leurs habitudes. Des ajustements de la tarification au compteur horaire sont déjà établis pour déplacer la demande en dehors des périodes de pointe. Mais comme le tarif de nuit est le moins cher, les consommateurs ne seront peut-être pas disposés à modifier leurs habitudes autrement que pour la recharge des véhicules électriques.
Malgré le succès des programmes d’efficacité énergétique, rien ne garantit que les consommateurs investiront dans des améliorations en l’absence de sensibilisation ou d’incitatifs financiers. Le secret sera d’aider les consommateurs à prendre conscience du coût de leurs actions et de les tarifer suffisamment pour qu’ils modifient leurs habitudes. Nous devrons soutenir l’investissement des ménages dans les technologies permettant d’atteindre plus rapidement les objectifs fixés et aider les ménages à faibles revenus à passer à l’étape suivante.
Les pistes d’action ci-dessous devraient idéalement être menées de front afin de maximiser les avantages pour les consommateurs, l’industrie et la province.
Des idées pour aller de l’avant
Le ministère de l’Énergie de l’Ontario devrait ordonner à la SIERE d’accélérer et d’élargir les programmes d’efficacité énergétique rentables.
Les programmes d’efficacité énergétique devraient financer l’adoption par les ménages à faible revenu de technologies intelligentes appliquées aux panneaux électriques, aux thermostats et aux chauffe-eau, afin qu’ils puissent profiter de la nouvelle structure tarifaire.
Les incitatifs économiques de la tarification au compteur horaire actuelle ne sont pas suffisants pour pousser les consommateurs à déplacer leur consommation d’énergie vers les périodes creuses et les périodes médianes. Après avoir soutenu l’adoption des technologies et la rétroaction sur la tarification en temps réel, la Commission de l’énergie de l’Ontario devrait instaurer des tarifs plus élevés pour les périodes de pointe et établir la tarification au compteur horaire comme mesure par défaut, assortie d’une aide financière pour les ménages à faible revenu.
Les services publics devraient adopter une approche de la tarification davantage axée sur le consommateur, en informant clairement les contribuables des conséquences tarifaires de leurs habitudes de consommation d’électricité.
Par défaut, permettre aux propriétaires et aux exploitants de bâtiments dotés d’une capacité de production d’énergie renouvelable sur site de revendre le surplus d’énergie au réseau électrique pendant les pics de demande.
Afin de rabaisser à 440 Mt les émissions canadiennes d’ici à 2030, il faudrait les faire diminuer quatre fois plus que pendant la pandémie.
Le dernier Rapport d’inventaire national du Canada met en relief les progrès réalisés pour réduire les émissions de gaz à effet de serre, mais insiste également sur le défi que représentera l’atteinte d’ici à 2030 des cibles climatiques élevées du gouvernement fédéral.
En 2021, les émissions de gaz à effet de serre du Canada ont atteint 670 millions de tonnes (Mt), ce qui représente une baisse de 54 Mt par rapport aux niveaux d’avant la pandémie, mais une augmentation de 1,8 % par rapport à 2020. Afin de rabaisser à 440 Mt les émissions canadiennes d’ici à 2030, il faudrait les faire diminuer quatre fois plus que pendant la pandémie. En dépit d’une diminution des émissions de 8,5 % par rapport à l’année de référence 2005, il va falloir intensifier les efforts pour atteindre la cible du gouvernement fédéral de réduction de 40 % des émissions d’ici à 2030, tel que prévu dans le Plan de réduction des émissions.
Les politiques existantes ont toutefois fait évoluer la situation de manière encourageante : l’abandon progressif du charbon a permis de réaliser les plus grosses coupes des émissions à l’échelle du pays, tandis que les politiques de réduction du méthane se sont avérées un vecteur efficace de changement sur le long terme. Dans la foulée du Plan de réduction des émissions, d’autres politiques climatiques récemment annoncées devraient contribuer à réduire encore davantage les émissions, notamment les crédits d’impôt à l’investissement pour les combustibles propres, le Règlement sur l’électricité propre et le Plafonnement des émissions du secteur pétrolier et gazier. La tarification du carbone demeure la pierre angulaire des efforts du gouvernement, avec sa mise en œuvre continue, essentielle dans l’atteinte des cibles pour 2030.
Voici un aperçu de la manière dont certains des secteurs à plus forte intensité carbonique du Canada gèrent leurs émissions :
Pétrole et gaz
Le secteur pétrolier et gazier devra diminuer ses émissions de 39 % pour atteindre 116 Mt. Il s’agit de la plus grande réduction nécessaire, tous secteurs confondus, pour atteindre les cibles que s’est fixées le Canada pour 2030.
Les solutions relativement moins coûteuses aux fuites de méthane, conjuguées aux politiques gouvernementales strictes, devraient aider à éliminer 23 Mt supplémentaires.
Les capacités de capture, d’utilisation et de stockage du carbone (CUSC) devraient atteindre 30 Mt de CO2 par an d’ici à 2030, ce qui correspond aux attentes du Plan de réduction des émissions. Si les technologies en la matière sont développées comme prévu, elles permettront de réaliser la moitié des coupes nécessaires pour atteindre la cible.
De nouveaux projets liés au pétrole et au gaz, à une hauteur estimée à 200 milliards de dollars, exigeront d’importants investissements supplémentaires dans des technologies de réduction des émissions telles que les CCUS.
Le secteur devra rapidement développer et déployer d’autres technologies de réduction des émissions, et cerner des possibilités de remplacement du gaz ou du pétrole par de l’électricité dans toute la chaîne de valeur.
En route vers 2030 : la proposition de plafonnement des émissions du secteur pétrolier et gazier pourrait ralentir et limiter les émissions, tandis que les crédits d’impôt à l’investissement pourraient stimuler le développement des CUSC.
Transports
Le parc automobile canadien, responsable de la moitié des émissions dues au transport, a augmenté de 30 % ces 15 dernières années, pour atteindre le chiffre de 24 millions de véhicules. Ainsi, le volume des émissions a encore grimpé, en dépit de l’amélioration du rendement des carburants et des systèmes d’échappement.
De plus en plus de véhicules à zéro émission (VZE) sont immatriculés, toutefois, ils ne représentaient encore que 1 % du marché en 2021. Il reste donc de la route à faire avant qu’ils aient un impact sur les émissions.
Au rythme actuel, les VZE devraient représenter 40 % des ventes du marché automobile canadien dans son ensemble d’ici à 2030, ce qui reste en dessous de la cible déclarée de 60 %. Les VZE constitueraient 17 % de la totalité du parc automobile canadien.
Les mesures de confinement dues à la pandémie avaient fait descendre à 27 Mt les émissions attribuables au transport en 2020. Toutefois, celles-ci semblent parties pour remonter de nouveau, au fur et à mesure que le trafic routier reprend son niveau d’avant la pandémie.
En route vers 2030 : les constructeurs d’automobiles devront accélérer le développement des véhicules électriques et proposer un choix élargi aux consommateurs pour atteindre la cible de 60 % de VZE parmi les ventes totales de voitures d’ici à 2030 et de 100 % d’ici à 2035. L’agrandissement du stock de VZE pourrait faire basculer le volume des émissions vers la fin de la décennie amorcée en 2030.
Électricité
L’important abandon progressif du charbon a entraîné une réduction des émissions en Ontario et en Alberta au cours de la dernière décennie. Les émissions de l’Ontario ont chuté rapidement à mesure qu’il développait son infrastructure d’énergie propre, mais le maintien d’un réseau de distribution électrique à faibles émissions est un défi à mesure que son économie et sa population augmentent. Cependant en Alberta, les émissions d’électricité ont diminué en grande partie en raison du passage du charbon au gaz naturel. L’expansion de son infrastructure d’énergies renouvelables sera essentielle pour réduire davantage les émissions.
À l’échelle nationale, l’abandon progressif du charbon, s’il se fait en faveur du gaz naturel, devrait jouer pour près de la moitié de la réduction de 38 Mt d’émissions visée.
Répondre à la demande en augmentation rapide d’électricité, améliorer les réseaux et dépendre de sources stables constitueront des défis supplémentaires.
Si le pari de couvrir la demande entièrement avec du gaz naturel est relevé, cela pourrait réduire d’encore 30 Mt les émissions.
En route vers 2030 : la proposition de Règlement sur l’électricité propre pourrait faciliter le déploiement de sources d’énergie propre pour freiner les émissions dues à la demande croissante, et poser les fondations d’infrastructures à faibles émissions en remplacement des anciennes centrales.
Bâtiments
L’accroissement démographique et l’expansion des surfaces habitables entraînent une hausse des émissions des bâtiments plus rapide que ce que l’efficacité énergétique peut compenser. De plus, la demande de logements est peu susceptible de ralentir prochainement.
Dans la moitié des provinces, ce secteur produit plus d’émissions qu’en 2005. De nombreuses régions dépendent toujours grandement des combustibles fossiles pour se chauffer. La transition vers des combustibles plus propres nécessite d’importants investissements.
Afin d’atteindre les cibles pour 2030, le secteur devra encore réduire de 33 Mt ses émissions, ce qui représente une énorme baisse de 39 % par rapport aux niveaux actuels.
En route vers 2030 : les subventions de rénovation et les programmes de prêts ont connu un taux d’adoption bas. La rénovation de 30 % du parc immobilier actuel, qui représente un défi énorme et coûteux, ne permettrait d’atteindre que la moitié de la cible. Un ensemble de mesures complexes, incluant mais sans s’y limiter des incitatifs et des règlements stricts, pourrait ouvrir la voie jusqu’à 2030 et au-delà.
Conclusion
Dans la moitié des provinces, les émissions dépassent le niveau initial de 2005, ou s’en approchent, pendant que chaque région confronte de défis spécifiques. Bien que les provinces à forte intensité de carbone produisent plus d’émissions, elles les diminueront vraisemblablement à un rythme plus rapide dans un futur proche, à mesure que les politiques actuelles continueront à porter leurs fruits, en particulier grâce à la réduction du méthane. L’Ontario et le Québec ont progressé dans la diminution des émissions au cours des vingt dernières années. Toutefois, ils vont désormais entrer dans une phase de réduction plus lente en s’attaquant aux secteurs épineux du transport et du bâtiment.
Bien que certaines mesures clés aient permis de réduire les émissions ces vingt dernières années, il va falloir redoubler les efforts au niveau provincial et fédéral, et renforcer la coopération, afin de progresser encore davantage. En outre, une hausse des émissions en parallèle à une reprise économique pourrait freiner les avancées. Toutefois, les tendances dernièrement observées de croissance économique à zéro émission et la volonté du Canada de mettre en œuvre des politiques climatiques rigoureuses prêtent à l’optimisme.
Farhad Panahovest économiste à RBC. Il est titulaire d’un baccalauréat en économie de l’Université de la Colombie-Britannique et d’une maîtrise en sciences appliquées des données, de l’économie et de la politique de développement du Massachusetts Institute of Technology.
Le gaz naturel représente actuellement l’un des plus gros enjeux pour le Canada
L’expansion de son exploitation pourrait stimuler l’activité économique et contribuer à réduire les émissions de GES. Par contre, sans d’importants investissements dans les technologies de réduction, nous risquons de rater nos cibles de carboneutralité.
À l’heure où le Japon et l’Allemagne, grands importateurs, lorgnent le gaz naturel canadien, les décideurs fédéraux et provinciaux sont aux prises avec un double dilemne : renvoyer ces pays les mains vides au risque de voir s’accroître la volatilité des prix mondiaux de l’énergie, ou puiser dans les ressources de gaz britanno-colombiennes et albertaines au risque d’exposer davantage l’économie du Canada aux fluctuations du marché mondial.
En mai, les participants au sommet du G7, qui aura lieu au Japon, devront débattre de ce casse-tête entre énergie et climat. Au sein de ce groupe des pays les plus riches, on se questionne encore sur le rôle du gaz naturel dans la stabilité du marché de l’énergie. Une « alliance de l’énergie » stratégique qui assurerait la prospérité à long terme des pays du G7 tout en leur donnant les moyens de leurs ambitions en matière de climat permettrait d’y voir plus clair.
Voici trois rôles que pourrait jouer le Canada à cet égard :
Fournisseur de la côte du golfe du Mexique : Approvisionnement à grande échelle des exportateurs de gaz naturel liquéfié (GNL) de cette région, où les terminaux se multiplient. Cette stratégie pourrait élever les émissions amont du Canada dues au secteur gazier d’au plus 7 %.
Fournisseur stratégique : Constitution d’une niche dans le marché mondial du GNL par la fourniture stratégique de gaz stable et à faibles émissions. Quelques projets pourraient contribuer à réduire les émissions mondiales de 105 Mt éq. CO2 (soit à peu près l’équivalent des émissions totales du Qatar), mais entraîneraient aussi, en l’état actuel de la technologie, une augmentation d’un tiers des émissions du secteur gazier canadien. Toutefois, l’électrification et d’autres approches permettraient de compenser la plupart des émissions amont dues au gaz et près d’un tiers des émissions des terminaux de GNL. Avec cette stratégie, 133 milliards de dollars pourraient se trouver injectés dans l’économie canadienne sous forme d’investissements pendant une période de 40 ans.
Plaque tournante gazière de la côte Ouest : Exploitation du plein potentiel du GNL, pour un rôle plus affirmé sur le marché mondial du gaz naturel. Cette stratégie pourrait entraîner une réduction des émissions mondiales nettes de 211 Mt éq. CO2, mais entraînerait aussi une augmentation de 66 % des émissions du secteur gazier canadien. Elle susciterait plus de 200 milliards de dollars d’investissements.
Les gouvernements et les industriels canadiens doivent soupeser sans tarder les risques économiques et climatiques liés à chacune des avenues précitées. Le marché mondial du GNL est en cours de restructuration, ce qui offre de nouvelles possibilités aux promoteurs de la côte Ouest – mais cela ne durera pas.
Climat et sécurité énergétique à l’échelle mondiale : quels choix pour le Canada ?
Le secteur du GNL est à l’affût de nouveaux investissements
Atteindre la carboneutralité implique de cesser de consommer des combustibles fossiles, gaz naturel y compris. Mais nous n’en sommes pas encore là. Bien que les parcs d’éoliennes et les installations photovoltaïques se multiplient dans le monde, on constate un nouvel engouement pour le gaz naturel liquéfié, c’est-à-dire refroidi à -162 °C (il n’occupe plus alors que 1/600e de son volume initial) afin de pouvoir être transporté par bateau. Pourquoi cet engouement ? Avant tout, parce que la combustion du gaz naturel émet souvent moins de GES que le pétrole ou le charbon.
L’Europe a fait la preuve de l’intérêt du GNL, qui lui a permis de s’affranchir le plus vite possible du gaz russe – transporté, lui, par pipeline. Ses importations (provenant surtout des États-Unis) représentaient en 2021 10 % du volume mondial de GNL mis sur le marché.
Certes, l’Union européenne entend poursuivre la décarbonation de son économie, mais pour le moment, elle s’empresse de construire de nouveaux terminaux de regazéification. L’UE considère toujours le gaz naturel comme compatible avec la durabilité, mais elle impose à son emploi de strictes conditions. Entre autres, les producteurs d’électricité ne devront plus y recourir après 2035 sans mesures de réduction des émissions ; autrement dit, si le captage du CO2 fait des progrès sensibles, le gaz pourrait contribuer plus longtemps à la production d’énergie en Europe.
Si le gaz est destiné à faire partie du bouquet énergétique de l’Europe et d’autres économies avancées pendant encore quelque temps, il est clair toutefois que la demande à long terme va diminuer au fil de la décarbonation des producteurs d’électricité de ces régions.
Un combustible fossile plus propre que les autres
L’Asie, par contre, aura plus de mal à s’affranchir du gaz naturel. Le Japon – l’un des plus grands importateurs de GNL – s’inquiète de sa dépendance à l’égard de la Russie et du Moyen-Orient, mais aussi des nouveaux quotas d’exportation proposés par l’Australie, important fournisseur. Aussi le Japon va-t-il encourager les autres membres du G7 à développer également les autres filières (nucléaire et hydrogène).
Le GNL demeure aussi un combustible essentiel en Chine, en Inde et dans d’autres pays très peuplés d’Asie du Sud et du Sud-Est, qui cherchent à répondre à la demande croissante en énergie tout en diminuant leur forte dépendance à l’égard du charbon, afin de remplir leurs engagements en matière de climat. D’après les hypothèses de base de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la Chine, l’Inde et l’Asie du Sud-Est vont voir la demande en gaz augmenter d’environ 44 % d’ici 2050. Sachant que la production locale (avec gazoducs à la clé) décline, les producteurs de GNL pourraient se tailler la part du lion.
L’industrie gazière n’a pas le vent en poupe pour autant. Refroidis par la hausse récente du prix du GNL (multiplié par cinq l’an dernier), beaucoup de pays asiatiques ont augmenté leur consommation de charbon et d’autres se sont tournés vers les sources d’énergie renouvelables ; cette transition s’accélère fortement en Asie. L’essor des sources non émettrices y prendra peut-être du temps, mais elles représentent toujours une épée de Damoclès à long terme pour les producteurs de gaz.
Gaz naturel : les marchés en croissance
Le marché mondial du GNL demeure tendu, mais les exportateurs réagissent à l’augmentation des prix en proposant une foule de projets. C’est le cas notamment des chefs de file, à commencer par les États-Unis et le Qatar.
À l’échelle mondiale, de nouveaux projets d’approvisionnement en GNL représentant plus de 100 mégatonnes par an (MTPA) pourraient être approuvés d’ici 2024, soit une croissance de 17 % du marché. Une capacité supplémentaire de 1 035 MTPA serait possible – les décisions finales d’investissement restent à prendre –, mais l’Union internationale de l’industrie du gaz estime qu’une bonne partie des projets risque de ne pas aller plus loin, car les investisseurs exigent une gestion disciplinée des capitaux et rechignent à s’engager à long terme dans un marché somme toute incertain. Des questions se posent aussi quant aux prévisions de la Russie, plombée par les sanctions occidentales et le départ de grands acteurs de l’industrie pétrogazière.
Dans ces conditions (perspectives bonnes à moyen terme mais apparemment beaucoup moins à long terme), des investissements sur 25 à 40 ans dans les usines de liquéfaction canadiennes sont-ils rentables ?
La proposition canadienne
Le terminal LNG Canada Phase I – projet d’importance auquel participent en Colombie-Britannique Royal Dutch Shell, Petronas BHD (Malaisie), PetroChina Co., Mitsubishi Corp. (Japon) et Gas Corp. (Corée) – marquera l’entrée officielle du Canada, d’ici le milieu de la décennie, sur le marché mondial du GNL. La capacité du terminal (14 MTPA) placera d’un seul coup le pays parmi les 10 premiers exportateurs. Les projets Woodfibre LNG et Cedar LNG (jusqu’à 6 MTPA à eux deux) sont également en bonne voie.
Sur la côte Ouest, les chefs de file mondiaux s’intéressent certainement aux nouveaux projets que suscitent, en plus des avantages suivants, la nécessité de diversifier les fournisseurs :
Le Canada est le quatrième producteur mondial de gaz naturel et l’on y trouve une très forte concentration de réserves, les unes traditionnelles, les autres non.
À cheval sur l’Alberta et la Colombie-Britannique, le bassin schisteux Montney (à peu près de la taille du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse réunis) pourrait produire 449 billions de pieds cubes de gaz, ce qui représente environ six fois les réserves traditionnelles canadiennes. De plus, son exploitation est relativement peu coûteuse : d’après une étude de 2018, elle garantirait 200 ans de réserves avec un seuil de rentabilité de 2,50 $ par million de BTU1.
Les installations britanno-colombiennes sont à quelque 10 jours de mer de l’Asie, alors qu’il en faut 20 pour les exportateurs du golfe du Mexique, qui doivent emprunter le canal de Panama – péage, frais de carburant et émissions en sus. Sur la côte ouest américaine, le seul grand projet en cours (approuvé par le gouvernement fédéral et d’une valeur de 39 G$ US) se trouve en Alaska.
En exportant du gaz vers les pays membres du Partenariat transpacifique, le Canada renforcerait sa position dans la région Indo-Pacifique en matière d’investissements et d’échanges commerciaux.
La réglementation canadienne sur les émissions de méthane (l’une des plus avancées au monde), les émissions de CO2 relativement faibles de la formation Montney et la promesse d’une source d’électricité propre séduisent les producteurs mondiaux désireux de réduire leurs émissions de GES. Au sein des groupes autochtones, une majorité voit deux des projets canadiens d’un bon œil – le soutien semble donc assuré sur la scène locale.
Écart par rapport à l’Asie
milles marins
Sources : Oxford Energy Institute, Services économiques RBC
Plusieurs problèmes subsistent néanmoins sur le plan des coûts et de la rentabilité. Au Canada, les coûts d’immobilisation liés aux tout nouveaux projets sont relativement élevés et il n’est pas certain que les consommateurs étrangers soient enclins à payer plus cher pour s’assurer la diversité des approvisionnements. Bien que le pays dispose d’atouts lui permettant de produire un GNL en émettant moins de GES, de nouvelles politiques imposant une rapide décarbonation par les industriels pourraient, sur le plan des coûts, peser encore davantage.
Comment les projets canadiens de GNL se comparent à leurs rivaux
$ CA/MBTU
Détaillons les trois rôles que peut jouer le Canada à l’échelle mondiale en matière de sécurité énergétique et environnementale.
Scénario 1 : Fournisseur de la côte du golfe du Mexique
Le renforcement rapide des capacités américaines d’exportation de GNL constitue un débouché pour les producteurs de gaz de l’Ouest canadien. Le Canada dispose de ressources en gaz pléthoriques et peu coûteuses à exploiter et compte des sociétés de catégorie investissement sur son territoire. Le tout ne peut que séduire nombre de producteurs américains de GNL, qui recherchent des sources d’approvisionnement aussi stables que possible.
Résultat : le secteur privé canadien a déjà pu conclure avec les exportateurs de GNL américains des ententes d’approvisionnement représentant 0,3 milliard de pieds cubes par jour (pi³/j). À partir de 1 pi³/j, les fournisseurs du Canada pourraient s’exposer à la fluctuation des cours mondiaux sans mettre leur capital démesurément à risque.
Fournisseur de la côte du golfe du Mexique
Nouvelle capacité
Économie
Climat
Capacité en GNL
Production de gaz
Investissements
Emplois
Redevances
Émissions canadiennes
Émissions nettes mondiales
–
1,0 Gpi3/jour
$10 G $
6,200
4,7 G $
3,4 Mt éq. CO2
–
Aspects climatiques et économiques
Compte tenu de l’abondance des sources de gaz naturel dans l’Ouest canadien, une hausse des exportations par les États-Unis n’entraînerait pas forcément une hausse de la production. Mais si tel était le cas, les émissions de GES du secteur pétrogazier du Canada augmenteraient de 2 %, alors que le pays s’est fixé l’objectif de les réduire de 42 % d’ici 2030.
L’exportation de gaz vers le golfe du Mexique ne saurait garantir la croissance. Les producteurs américains de GNL pourraient fort bien, à long terme, s’approvisionner sur le marché intérieur, il sera difficile d’établir de nouveaux gazoducs courant d’un pays ou d’un État à l’autre, et les majorations de prix seront peut-être empochées par d’autres acteurs.
Sans davantage de pipelines aboutissant aux États-Unis ou à l’est du pays, ni terminaux de GNL construits dans l’ouest, la valeur des gisements de gaz canadiens continuera de décroître. Et les marchés locaux étant inondés, le gaz canadien est vendu à rabais par rapport aux prix de référence américains ou mondiaux.
Le gaz canadien, un produit vendu à rabais
$ US/MBTU
Scénario 2 : Exportateur stratégique
Le Canada pourrait se montrer plus déterminé à stabiliser les marchés mondiaux de l’énergie en augmentant sa capacité de production de GNL de 40 MTPA, soit environ 7 % de la capacité mondiale actuelle2. L’exportation de gaz pourrait affermir les liens établis en matière de commerce et d’investissements avec les membres stratégiques du Partenariat transpacifique.
Conformément aux nouvelles règles de la Colombie-Britannique, un plan « zéro émission nette » crédible doit être produit d’ici 2030 pour les usines de GNL proposées et pour celles qui sont en cours d’évaluation environnementale. Les faibles émissions du Canada et ses normes ESG (environnement, société et gouvernance) relativement élevées peuvent favoriser l’achat de son gaz par les pays prêts à payer le prix fort.
Fournisseur stratégique
GNL
Production de gaz
Investissements
Emplois
Redevances
Émissions canadiennes
Émissions nettes mondiales
40 MTPA
4,8 Gpi3/jour
$133 G$
95 400
$22.7B
16,6 Mt éq. CO2
-105 Mt éq. CO2
Aspects climatiques et économiques
Les émissions mondiales de GES pourraient diminuer. Par rapport à la moyenne chinoise, le GNL de la côte ouest canadienne expédié en Chine peut générer moins de la moitié des émissions totales par unité d’électricité, s’il remplace le charbon utilisé dans les centrales 3.
L’article 6 de l’Accord de Paris (relatif au système international centralisé d’échange de droits d’émissions et qui accorderait au Canada le crédit des réductions d’émissions liées au remplacement du charbon par le GNL) ne prendra effet que dans plusieurs années.
Il est technologiquement possible de décarboner fortement le gaz et le GNL canadiens : jusqu’à 90 % des émissions amont des producteurs de gaz pourraient être éliminées et l’électrification complète des terminaux de GNL permettrait de réduire les émissions de 63 % par rapport à une électrification limitée aux équipements autres qu’à compression (cas du terminal LNG Canada Phase I). Cela pourrait faire croître les coûts de production de 0,7 $/MBTU, d’où augmentation du prix de vente canadien.
Par ailleurs, l’électrification des terminaux de GNL et des usines à gaz (aux fins de réduction des émissions) nécessiterait la construction d’importantes infrastructures de génération et de transport d’électricité. Pour les terminaux, les estimations varient, mais chaque tranche de 20 MTPA de LNG pourrait exiger environ 10 % de la capacité de production d’électricité actuelle de la Colombie-Britannique, soit de quoi alimenter jusqu’à 2 millions de véhicules électriques4. La province impose aux terminaux en projet dont l’évaluation environnementale débute d’être carboneutres d’ici 2030, mais BC Hydro n’a pas encore dressé de plans d’électrification précis, ce qui laisse la porte entrouverte encore quelque temps à de nouveaux investissements dans les usines de GNL.
Les nouveaux terminaux pourraient, par le jeu des redevances et des impôts, rapporter d’importants revenus aux gouvernements, mais ces derniers, considérant les perspectives incertaines à long terme, pourraient se voir demander des mesures fiscales favorisant les nouveaux projets, ce qui reviendrait à verser des subventions aux consommateurs pour garantir la sécurité énergétique.
Comment les producteurs de gaz peuvent réduire les émissions
Source d’émissions (part des émissions)
Technologie
Part des réductions technologiquement possibles
Coût pour le producteur ($ CA/Gpi3)
Combustion 63 %
Électrification
100 %
514 000 $
Ventilation et fuites de méthane 17 %
Technologies diverses – détection des fuites et réparation, capture des purges, remplacement des pompes, etc.
68 %
1 900 $
Ventilation du CO2
17 %
Capture du carbone
70 %
158 000 $
Torchage 4 %
Collecte et compression de gaz dans les pipelines
90 %
5 700 $
Total des émissions amont du secteur gazier : 50 Mt éq. CO2
Sources : Rapport d’inventaire national 2022, ministère de l’Environnement de la Colombie-Britannique, outil de suivi du méthane de l’AIE, RBC (« Une transition à 2 billions de dollars ») et consultations auprès des intervenants du secteur
Scénario 3 : Plaque tournante de la côte Ouest
En assurant jusqu’à 13 % de la capacité mondiale actuelle de production de GNL et en augmentant de 60 % sa production de gaz naturel, le Canada pourrait devenir un fournisseur d’envergure mondiale. Compte tenu toutefois des coûts élevés de développement et de décarbonation, il ne lui sera pas facile de devenir un grand producteur de GNL propre et concurrentiel.
Plaque tournante de la côte Ouest
Nouvelle capacité
Économie
Climat
GNL
Production de gaz
Investissements
Emplois
Redevances
Émissions canadiennes
Émissions nettes mondiales
80 MTPA
9,7 Gpi3/jour
236 G$
169 000
45,5 G$
33,2 Mt éq. CO2
-211 Mt éq. CO2
Aspects climatiques et économiques
Si l’on conserve les technologies actuelles, les émissions du secteur du gaz augmenteraient de 60 %. Compte tenu du coût élevé de la décarbonation et de la difficulté à trouver suffisamment d’acheteurs étrangers acceptant d’échanger des droits d’émissions, le Canada devrait probablement assouplir ses cibles nationales d’émissions pour le secteur en jeu.
Pour que les coûts d’approvisionnement demeurent concurrentiels et que les émissions du secteur diminuent, les nouveaux projets pourraient nécessiter d’importants incitatifs fiscaux ou l’injection de fonds publics dans les infrastructures de production d’électricité. Sur le plan financier, les gouvernements pourraient contribuer davantage à la justification des nouveaux projets, en affectant les redevances et les revenus fiscaux qu’ils généreront à la mise en œuvre de la stratégie à la fois risquée et avantageuse qui consiste à décarboner résolument les secteurs autres que celui du gaz.
Sur le front du climat, une forte augmentation de la production de gaz naturel pourrait nuire à la réputation du Canada. Sans le consentement des Autochtones sur le territoire desquels se trouve une bonne partie de la formation Montney, les producteurs de gaz pourraient avoir du mal à en fournir suffisamment en aval.
Une expansion du secteur gazier permettrait de se prémunir en partie contre les fluctuations du secteur pétrolier canadien mais, une plus grande part de l’activité économique reposant alors sur les combustibles fossiles, l’économie du pays serait exposée au risque de transition si les prévisions concernant le gaz naturel s’assombrissaient. Les actifs délaissés du secteur cesseraient d’avoir des retombées positives sur l’économie, en dépit des quotas d’émission et du soutien des fonds publics.
Projets en cours au Canada
Projet
Propriétaires
Localisation
État
Capacité (mégatonnes par an)
LNG Canada Phase 1
Shell/Petronas/Petrochina/Mitsubishi/Korea Gas
Démarrage des activités commerciales au milieu de la décennie
14
LNG Canada Phase 2
Shell/Petronas/Petrochina/Mitsubishi/Korea Gas
Kitimat (territoire de la nation Haisla)
Étude de faisabilité économique en cours
14
Cedar LNG
Nation Haisla/Pembina
Permis d’évaluation environnementale obtenu
3 to 4
Ksi Lisims LNG
Nation Nisga’a, Rockies LNG (Advantage, ARC Resources, Birchcliff, Bonavista, NuVista, Paramount Resources et Peyto) et Western LNG (É.-U.)
Île Pearse, côte nord-ouest de la C.-B. (territoire de la nation Nisga’a)
Évaluation environnementale en cours
12
Woodfibre LNG
Pacific Energy Corp. (Singapore)/Enbridge (30%)
Squamish (Colombie-Britannique)
Approuvé
2,1
Tilbury Phase 2 Expansion
Fortis BC
Île de Tilbury (C.-B.)
Évaluation environnementale en cours
2,5
En chantier ; les autres projets sont en attente de la décision finale d’investissement.
Sources : sites Web relatifs aux projets, Services économiques RBC
Le Canada doit décider de l’avenir de sa production de GNL
Au Canada, le GNL constitue l’un des plus grands enjeux sur le plan de l’économie et sur celui de la lutte contre les changements climatiques – chacun de ces aspects présente de nombreux avantages ou désavantages.
Jusqu’ici, le pays a évité de s’engager résolument dans un sens ou dans l’autre (d’où la vague de projets morts avant terme, il y a 10 ans). L’enjeu n’a fait que croître. Le Canada ne peut plus tergiverser, ce qui le mettrait à la merci des aléas.
Notre pays doit doter son industrie du GNL de balises claires et définir les rôles que doivent jouer respectivement le secteur privé, les gouvernements, les contribuables (qui payent les factures d’électricité) et les consommateurs étrangers, afin d’équilibrer comme il le souhaite les risques climatiques et les risques économiques. Peu importe ses visées : le fait qu’il manque des éléments clés dans son cadre stratégique et dans le plan d’action de son industrie empêche le Canada d’aller de l’avant.
Voici nos suggestions.
Le Canada devrait militer pour l’adoption de normes élevées dans les ententes bilatérales entourant les échanges de droits d’émissions prévus dans l’article 6 de l’Accord de Paris ; le gouvernement fédéral dirigerait le développement de cadres robustes au sein du G7. En matière de finance durable, la taxonomie canadienne à venir pourrait prévoir une certaine flexibilité à l’égard des actifs transitoires à long terme associés au GNL et liés à une réduction avérée des émissions mondiales.
Le gouvernement fédéral doit tenir sa promesse d’accélérer l’approbation des grands projets et de simplifier les processus d’évaluation réglementaire, notamment en veillant avec les provinces à ce qu’il n’y ait qu’un processus à suivre par projet.
Le secteur privé doit chercher à accroître la capacité de transport du gaz des infrastructures existantes, ce qui suppose notamment : que les exploitants canadiens de catégorie investissement concluent davantage d’ententes d’approvisionnement à long terme avec les producteurs de GNL américains ; que les sociétés du secteur intermédiaire optimisent la capacité des gazoducs ; que les grandes sociétés gazières et les exploitants de pipelines s’efforcent de régler leurs fréquents différends contractuels.
Les promoteurs de nouveaux projets de terminaux de GNL devraient améliorer leur profil de coûts en misant sur les gazoducs les plus efficaces, en faisant des économies d’échelle, en adoptant des technologies plus modulaires ou en gérant de manière proactive les contraintes entourant la main-d’œuvre spécialisée et les chaînes d’approvisionnement.
Le gouvernement fédéral et les provinces devraient fixer des objectifs de décarbonation plus clairs pour le secteur du gaz et du GNL. Ils devraient manifester aussi clairement leur appui à sa décarbonation tout en agissant de manière cohérente avec la vision qu’a le Canada du rôle que joue le secteur en matière de sécurité énergétique mondiale. De leur côté, les industriels doivent tenir leur engagement à réduire les émissions.
En ce qui concerne l’électrification, BC Hydro devrait dresser rapidement une stratégie claire (et un calendrier à l’avenant) afin que les investisseurs privés sachent à quoi s’en tenir. Lors de l’examen du cadre de tarification appliqué aux utilisateurs industriels, il faudrait répartir de manière convenable les coûts liés à l’extension du réseau.
Le gouvernement fédéral et les provinces devraient mettre en œuvre des mesures de soutien massif pour les communautés autochtones, afin qu’elles puissent acheter des titres de participation dans les grands projets (notamment d’infrastructures liées au GNL), ce qui comblerait une lacune historique quant à l’accès aux capitaux (lacune qui a souvent miné le soutien aux projets et freiné le développement).
Sur la scène internationale, l’industrie et le gouvernement doivent activement faire connaître le cadre canadien de développement du GNL, afin que les investisseurs étrangers saisissent les avantages qu’offre le Canada et sachent qu’il est ouvert aux investissements.
Cynthia Leach, Économiste en chef adjointe, Leadership avisé, Services économiquesYadullah Hussain, directeur de rédaction, Climat et énergie, Services économiques et leadership avisé
La capacité de GNL en mégatonnes par an est convertie en production de gaz en Gpi3/jour, selon une hypothèse de taux d’utilisation de 80 %, multipliée par le facteur de conversion entre GNL et gaz (Gpi3) de 48,0279, puis divisée par 365. La valeur est ensuite majorée pour tenir compte de la consommation de carburant du terminal de GNL (selon le cahier des charges du projet LNG Canada Phase I).
Les investissements de capitaux pour les terminaux de liquéfaction de GNL, la production et le transport de gaz en amont ne comprennent pas les coûts d’exploitation. Les estimations reposent sur une série de sources, y compris les projets de GNL. L’incidence (directe, indirecte et induite) totale sur l’emploi des investissements de capitaux (à l’exclusion des coûts d’exploitation) est calculée à partir des multiplicateurs de Statistique Canada pour la construction des installations pétrolières et gazières. La période moyenne de construction (pondérée) est de 10 ans. Effectifs dans le secteur gazier actuel : somme des emplois directs, indirects ou induits (source : Association canadienne des producteurs pétroliers). Redevances estimées à 15 % du chiffre d’affaires (cours à terme sur un mois – indice AECO).
Les émissions canadiennes sont calculées selon l’intensité des émissions pour la production de gaz en amont de la Colombie-Britannique, établie par l’outil du Pembina Institute relatif au gaz de schiste (valeurs historiques, sans compter les réductions d’émissions prévues), et l’intensité des émissions implicites liées à la liquéfaction, d’après le cahier des charges du projet LNG Canada Phase I.
Réduction des émissions nettes mondiales calculée d’après la valeur médiane des diminutions d’émissions totales permises par le GNL canadien livré en Asie, comparativement au charbon utilisé dans les centrales électriques chinoises (Nie et coll., « Greenhouse-gas emissions of Canadian liquefied natural gas for use in China: Comparison and synthesis of three independent life cycle assessments », Journal of Cleaner Production, 2020).
Potentiel de réduction d’après l’outil de suivi du méthane de l’AIE, le document « Une transition à 2 billions de dollars » de RBC et divers entretiens avec des représentants de l’industrie ou du milieu universitaire.
Besoins en électricité liés aux équipements de compression et auxiliaires des terminaux de GNL : https://www.rbc.com/fr/wp-content/uploads/sites/5/2025/03/Roda-Stuart_Thesis_Final.pdf
Prévision des besoins par BC Hydro : https://www.rbc.com/fr/wp-content/uploads/sites/5/2025/03/integrated-resource-plan-2021.pdf1Microsoft Word – 19-0156-Letter Report Revised Nov 8 2019 (gov.bc.ca)2 Capacité de 598 MTPA en date d’avril 2022, toutes usines de production de GNL confondues (en service, en construction ou en phase de décision finale d’investissement approuvée)
https://www.igu.org/resources/world-lng-report-2022/3https://www.rbc.com/fr/wp-content/uploads/sites/5/2025/03/Roda-Stuart_Thesis_Final.pdf4 Besoins établis à 47 MW par MTPA de LNG dans https://www.rbc.com/fr/wp-content/uploads/sites/5/2025/03/Roda-Stuart_Thesis_Final.pdf. Si la capacité est utilisée à 80 %, cela signifie 328 GWh/MTPA.
Le nouveau compromis climatiqueest le dernier bulletin la série sur le climat des groupes Services économiques et Leadership avisé de RBC. Il fait suite au rapport phare que l’équipe a publié en octobre 2021, Une transition à 2 billions de dollars. Cette série sur le climat vise à informer et à donner des idées pour assurer la prospérité du Canada ; elle appuie également l’engagement de RBC à défendre des solutions climatiques intelligentes, un pilier clé de la Stratégie climatique RBC.
Qu’advient-il des changements climatiques quand la sécurité énergétique est en jeu ?
L’invasion de l’Ukraine par la Russie a ébranlé les marchés mondiaux de l’énergie. Alors que les gouvernements et les consommateurs doivent composer avec des pénuries et une flambée des prix du gaz et de l’électricité, les politiques climatiques se heurtent à l’enjeu de la sécurité énergétique.
L’ancien ordre énergétique est bouleversé, et l’Europe et l’Asie cherchent de nouvelles sources d’approvisionnement pour remplacer les importations russes. Le fait que Moscou exploite la vulnérabilité énergétique de l’Europe ne sera pas oublié de sitôt et a accéléré deux tendances contradictoires : une décarbonation rapide et une augmentation précipitée de la production de combustibles fossiles, du moins à court terme.
Cette dichotomie met en lumière une dure réalité : si aucune mesure additionnelle d’envergure n’est prise, le pétrole et le gaz demeureront probablement des sources d’énergie controversées, mais essentielles pendant plus longtemps que certains le pensent.
Plusieurs questions cruciales se posent donc pour l’Occident :
Le Canada et les États-Unis devraient-ils accroître substantiellement leur production à court terme afin de freiner la progression des prix ? Comment peuvent-ils concilier une hausse de la production avec leurs ambitieux plans de réduction des émissions ?Si les gouvernements ne parviennent pas à trouver l’équilibre entre action climatique et sécurité énergétique, les coûts élevés de l’énergie et la hausse des émissions saperont-ils la confiance du public ?
Il est important de souligner que le Canada peut encore atteindre son objectif de zéro émission nette d’ici 2050, malgré les embûches.
Le gouvernement canadien souhaite une augmentation de la production de pétrole et de gaz pour atténuer les effets de la crise mondiale à court terme, tout en gardant résolument le cap sur la décarbonation et la compétitivité du secteur à long terme.
Nos recherches montrent que les deux objectifs sont réalisables, mais à un coût énorme. Il est important de souligner que le Canada peut encore atteindre son objectif de zéro émission nette d’ici 2050, malgré les embûches.
Il n’y a toutefois pas une minute à perdre. Les politiques qui seront adoptées au cours des 24 prochains mois doivent définir la voie du Canada en matière de climat et d’énergie en vue de la carboneutralité en 2050.
Principales conclusions :
Le secteur pétrolier et gazier du Canada peut favoriser la sécurité énergétique à court terme, tout en permettant de réaliser des progrès sur le plan du climat. Cependant, il faut que le cadre réglementaire soit prévisible et que tous les paliers de gouvernement apportent leur soutien.
Jusqu’à 500 000 barils par jour de pétrole classique et extrait des sables bitumineux pourraient s’ajouter aux niveaux de 2021.
Cela entraînerait une hausse des émissions de gaz à effet de serre (GES) de 9 millions de tonnes par an, qui serait compensée au coût d’au moins 1,5 milliard de dollars par an. Toutefois, le gain net potentiel serait de 10,5 milliards de dollars par an. Notons que si le pétrole canadien remplace celui d’autres pays, les émissions mondiales n’augmenteront pas.
Pour atteindre les cibles climatiques malgré l’accélération de la production, des investissements massifs devront être faits dans la réduction du méthane, ainsi que dans l’électrification et le captage du carbone dans tous les secteurs.
Une réduction de 40 % d’ici 2030 des émissions liées aux sables bitumineux par rapport aux niveaux actuels nécessitera probablement des investissements de l’ordre de 45 à 65 milliards de dollars entre 2024 et 2030 ; ces dépenses culmineront à 9 milliards de dollars par an, environ, au milieu de la décennie.
Afin de parvenir à la décarbonation complète en amont au moyen du captage, de l’utilisation et du stockage du carbone (CUSC), une technologie essentielle à la réduction des émissions, le prix du WTI devra avoisiner 50 $ US en moyenne jusqu’en 2050.
La technologie de décarbonation dans le secteur des sables bitumineux devra être déployée en suivant une approche réfléchie pour éviter de trop investir dans des solutions coûteuses. Le CUSC doit être considéré comme un outil parmi d’autres à la disposition du Canada.
CHAPITRE 1
Le pétrole restera indispensable pendant longtemps
On n’a jamais imaginé que la décarbonation serait facile. Cela dit, elle provoque d’importantes perturbations dans l’économie et sur la scène politique.
Les enjeux de la sécurité énergétique et des changements climatiques s’opposent depuis longtemps, mais l’opération militaire de Moscou a fait éclater ces dissensions au grand jour. Selon les premières indications, on estime que le flux de pétrole russe pourrait diminuer d’au moins 3 millions de barils par jour en raison du manque d’acheteurs. À long terme, une plus grande part des 11,7 millions de barils produits par jour pourrait être remise en question, étant donné que les grandes sociétés pétrolières délaissent la Russie devenue État paria.
L’invasion russe a suscité des appels à réduire la demande de pétrole et de gaz en accélérant les investissements dans les technologies d’énergies propres, ce qui limiterait la possibilité de prendre les marchés de l’énergie en otage. Cependant, la plupart des pays auront du mal à changer rapidement de sources d’énergie au cours de la prochaine décennie.
Par exemple, les véhicules zéro émission (VZE) ont représenté seulement 5,6 % des immatriculations de véhicules légers au Canada en 2021 . Vu ce point de départ modeste, il faudrait un effort herculéen pour atteindre les objectifs de VZE prévus dans le Plan de réduction des émissions récemment annoncé par Ottawa. Le plan stipule qu’en 2030, au moins 60 % des véhicules légers neufs qui seront vendus devront être des VZE. Même si le Canada mène à bien cet objectif ambitieux, 84 % des véhicules légers consommeront encore de l’essence à la fin de la décennie.
L’invasion de l’Ukraine par la Russie a créé une onde de choc sur les marchés de l’énergie, mais il est encore trop tôt pour savoir si les pays augmenteront fortement les investissements dans les énergies renouvelables ou s’ils auront recours aux combustibles fossiles pour pallier les pénuries. Il est fort probable que des investissements seront effectués dans les deux solutions.
Selon les estimations préliminaires, les investissements dans le secteur pétrolier et gazier grimperont de 11,6 % d’une année sur l’autre pour s’établir à 533 milliards de dollars américains en 2022. D’après Fitch Solutions, ils progresseront de 4 % de plus en 2023, avant de revenir aux niveaux d’avant la pandémie en 2024.
Jusqu’à présent, l’envolée des prix des combustibles fossiles n’a guère entamé la demande, du moins en Amérique du Nord.
Les énergies renouvelables devraient également recevoir un coup de pouce, mais au Canada, les pressions en faveur d’une hausse de la production de pétrole et de la construction de pipelines se sont intensifiées. Les bassins de schiste des États-Unis et les champs pétrolifères du Moyen-Orient se préparent à redémarrer des sites de forage mis en sommeil.
En outre, d’anciennes habitudes de consommation pourraient revoir le jour. L’Allemagne prévoit construire des terminaux de GNL même si elle accroît ses investissements dans les énergies renouvelables, tandis que l’AIE a recommandé un retour temporaire à la production d’électricité au charbon et au pétrole afin que l’Union européenne puisse se passer du gaz russe. Dans les deux cas, les émissions augmenteraient au lieu de baisser.
Cette réaction précipitée vise à éviter une flambée des prix pour les consommateurs. Des prix de l’énergie résolument élevés se répercutent sur les secteurs à forte intensité énergétique ; les prix des produits de base montent et grèvent le budget des ménages et des petites entreprises vulnérables. Dans ces conditions, l’accessibilité et l’abordabilité de l’énergie l’emportent généralement sur les considérations climatiques pour les consommateurs.
La détermination des gouvernements donne déjà des signes de fléchissement : l’Allemagne, la Californie et la Colombie-Britannique, généralement considérées comme à l’avant-garde de l’action climatique, offrent des subventions pour compenser les prix élevés de l’essence et de l’énergie.
Jusqu’à présent, l’envolée des prix des combustibles fossiles n’a guère entamé la demande, du moins en Amérique du Nord. Les consommateurs peuvent la supporter. En effet, aux États-Unis, la part du coût de l’essence dans les dépenses personnelles de consommation est encore inférieure de près d’un point de pourcentage à ce qu’elle était au début des années 2000, tandis que les Canadiens ont accumulé une épargne considérable durant la pandémie.
La réglementation et les investisseurs incitent les fournisseurs d’énergie à diminuer les émissions directes (périmètre 1) et les émissions indirectes liées aux achats d’électricité (périmètre 2). Par contre, les gouvernements ont jusqu’ici évité de s’attaquer à un autre défi tout aussi important : le comportement des consommateurs.
À l’échelle mondiale, les subventions explicites et implicites aux combustibles fossiles et principalement axées sur les consommateurs ont totalisé 5 900 milliards de dollars américains en 2020, soit environ 6,8 % du PIB. Selon le Fonds monétaire international, elles devraient atteindre 7,4 % du PIB d’ici 2025. Les tendances de consommation montrent aussi que les préférences prennent le pas sur les considérations climatiques. Ainsi, les ventes de VUS ont bondi de 10 % et représenté 45 % des ventes de voitures l’an dernier, générant 120 millions de tonnes de CO2 supplémentaires par année.
Dans l’ensemble, ces indicateurs laissent présager une progression, et non un recul, de la demande de pétrole durant dans la décennie en cours.
Les prévisions à court terme de l’AIE indiquent que la demande de pétrole atteindra 104 millions de barils par jour en 2026, contre environ 99,7 millions cette année. Les États-Unis, l’Arabie saoudite, les Émirats arabes unis, l’Irak et le Brésil seront les principaux moteurs de croissance de la production au cours des prochaines années.
Le Canada contribuera également à l’essor de la production. La Régie de l’énergie du Canada prévoit que la production nationale, largement attribuable aux sables bitumineux, culminera à 5,8 millions de barils par jour d’ici 2032, avant de retomber à 4,8 millions de barils par jour en 2050, si les mesures visant à réduire les émissions de GES se poursuivent à leur rythme actuel. Si ces prévisions se concrétisent, les émissions augmenteront dans l’ensemble, malgré les initiatives pour améliorer l’efficience des sables bitumineux (qui a chuté d’un tiers depuis 1990).
Hausse de la demande mondiale d’énergie
Au cours des quatre dernières décennies, la demande d’énergie a progressé d’environ 1,75 % par an.
Cette hausse devrait se poursuivre puisqu’on s’attend à ce que la planète gagne 2,2 milliards d’habitants d’ici 2050. Le scénario de base de l’AIE table sur une croissance de la demande d’énergie de 1 % par an au cours des trois prochaines décennies.
De 2020 à 2050, la consommation d’énergies renouvelables devrait croître à un rythme annuel de 3,2 %, comparativement à 0,5 % et 1,3 %, respectivement, pour la demande de pétrole et celle de gaz naturel. En l’absence de mesures plus musclées, le renforcement des investissements dans les énergies propres ne s’accompagnera pas forcément d’un déclin des énergies traditionnelles.
L’avenir des marchés du pétrole ne s’annonce pas brillant pour autant. Selon un scénario moins optimiste de l’AIE, la demande de pétrole chutera de 25 % et le prix s’établira à 64 $ US le baril en moyenne. En revanche, si les pays mettent les bouchées doubles pour atteindre la carboneutralité, le prix plongera jusqu’à 24 $ US. Pour pouvoir vendre sur ce marché de plus en plus restreint, la production de pétrole devra générer zéro émission nette.
Le problème est que ce scénario de base pour la demande de combustibles fossiles va à l’encontre des objectifs climatiques.
Pour avoir 50 % de chances de limiter le réchauffement à 1,5 °C (l’ambitieux objectif de l’Accord de Paris), 60 % du pétrole et du gaz et 90 % du charbon qui subsistent dans le sol devront y rester .
C’est deux fois plus que pour le scénario d’un réchauffement de 2 °C, de sorte que le pic de la production mondiale devrait être atteint prochainement, d’ici dix ans sans aucun doute.
Une hausse de 2 °C serait encore plus dévastatrice pour la planète qu’une hausse de 1,5 °C : deux fois plus de plantes et d’animaux subiraient une diminution de leur milieu naturel, de vastes massifs coralliens disparaîtraient et des millions de personnes seraient confrontées à des vagues de chaleur, des inondations et une pénurie d’eau .
Compte tenu de perspectives aussi sombres, l’Occident doit impérativement restreindre sa production de pétrole, malgré l’urgence de la sécurité énergétique. Afin de dénouer les tensions, il faut que la nouvelle production occidentale remplace d’autres sources pour stabiliser les émissions mondiales (y compris les émissions périmètre 3 qui regroupent les émissions en amont et en aval), et que les responsables politiques redoublent d’efforts pour faire baisser la demande de pétrole.
Le Canada dispose des outils et des technologies nécessaires pour déployer rapidement les énergies renouvelables, et électrifier les bâtiments et l’infrastructure de transport et, dans certains cas, l’industrie. Une planification minutieuse sera également requise afin de gérer les sources d’énergies renouvelables intermittentes et le coût élevé de certaines solutions de remplacement.
Cependant, il sera plus difficile de remplacer la mise en valeur des combustibles fossiles ailleurs dans le monde. Les économies occidentales doivent être sur la même longueur d’onde, en visant à la fois une hausse de leur production et une baisse de la demande globale de pétrole. Elles doivent également accepter de payer plus cher le pétrole de producteurs qui respectent les objectifs climatiques.
Le Canada et les États-Unis devraient conclure une alliance nord-américaine en matière de sécurité énergétique visant à la fois l’énergie conventionnelle et les ressources sous-jacentes pour la transition énergétique. Parmi les éléments d’une telle stratégie, la conclusion de contrats à long terme avec des raffineries américaines offrirait aux producteurs canadiens de pétrole une prévisibilité qui les inciterait à investir dans la décarbonation, l’entretien des pipelines existants et le soutien des lignes électriques.
Le Canada doit veiller à être reconnu pour sa stabilité et ses efforts de décarbonation de l’énergie. Les contrats à long terme pourraient fixer des prix plancher pour le pétrole qui appuient les investissements dans la décarbonation au Canada et réduisent l’incidence des prix extrêmement élevés pour les consommateurs américains.
CHAPITRE 2
Le rôle du Canada dans la sécurité énergétique
Le secteur énergétique est d’une importance capitale pour le Canada. L’extraction et les activités connexes, le raffinage, la distribution et le transport du pétrole et du gaz pourraient générer près de 10 % du PIB du Canada en 2022. En 2020, le secteur représentait non seulement 178 500 emplois directs, mais aussi 415 000 emplois indirects.
Les gouvernements des provinces riches en ressources perçoivent des redevances. Celles-ci devraient totaliser au moins 18 milliards de dollars en 2022, soit 50 % de plus qu’en 2021, grâce à l’envolée des prix de l’énergie et aux projets dont les prêts sont entièrement remboursés.
Grâce à son immense richesse en ressources, le Canada peut jouer un rôle crucial dans la sécurité énergétique mondiale en contribuant à pallier les pénuries d’énergie à court terme. Cette richesse peut aussi renforcer son statut de puissance douce en l’aidant à neutraliser les forces antidémocratiques. Le défi est d’y parvenir sans compromettre nos objectifs climatiques.
Commençons par la bonne nouvelle. Le Canada peut augmenter ses exportations de pétrole et de gaz vers les États-Unis, afin que ce pays puisse gonfler son offre au reste du monde.
Nous estimons que le Canada peut relever sa production de 500 000 barils par jour en combinant pétrole classique et sables bitumineux, afin de combler l’insuffisance de l’offre au cours de la prochaine année.
Bien que les exportations canadiennes frôlent déjà des niveaux records, avec une moyenne de 3,76 millions de barils par jour en 2021, la capacité des pipelines à destination des États-Unis dépasse 4 millions de barils par jour.
Au cours des dernières années, les exploitants de pipelines canadiens ont réalisé des investissements en vue de désengorger leurs systèmes et, ainsi, d’optimiser la capacité. Par contre, une hausse notable de cette dernière exigerait la construction de nouvelles lignes, selon les experts du secteur.
Ce ne sera peut-être pas nécessaire d’après des prévisions de production réalistes. Ainsi, la Régie de l’énergie du Canada est d’avis que la capacité des pipelines et du chemin de fer sera de 5,3 millions de barils par jour d’ici 2050, ce qui devrait suffire pour acheminer la production du Canada.
La capacité ferroviaire étant d’environ 1 million de barils par jour, elle permettrait, au besoin, de prendre en charge une expansion à court terme des exportations de pétrole. Toutefois, les compagnies de chemin de fer devront pour cela relever le défi consistant à fournir des wagons spéciaux et à jongler avec la demande des secteurs agricole, alimentaire et minier déjà confrontés aux problèmes des chaînes logistiques
La capacité de transport du Canada est suffisante
Sources : Association canadienne des producteurs pétroliers, Régie de l’énergie du Canada
La mauvaise nouvelle : le Canada a récemment dévoilé son Plan de réduction des émissions qui prévoit une diminution de 42 % dans le secteur pétrolier et gazier. La hausse de la production pourrait compromettre cet objectif puisqu’elle générera jusqu’à 9 millions de tonnes de GES additionnelles.
Jeter les bases de la réduction des émissions
Le Plan de réduction des émissions, élaboré en vertu de la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité, et le budget fédéral qui a suivi son annonce marquent un changement de ton dans la politique climatique. Le document fixe des objectifs d’émissions sectoriels et prévoit un financement appréciable pour le transport, le captage du carbone et les solutions climatiques fondées sur la nature.
Par contre, il est flou en ce qui concerne l’énergie, malgré l’importance de ce secteur. Tenant compte de la guerre en Ukraine et de la crise énergétique qui prend de l’ampleur à l’échelle mondiale, le Plan de réduction des émissions souligne le dilemme consistant à définir des objectifs climatiques ambitieux alors que des perturbations structurelles se propagent sur les marchés de l’énergie.
Le Plan table sur une augmentation de la production pétrolière au Canada. Cependant, les annonces récentes attirent davantage l’attention sur les émissions des nouveaux projets que sur leurs retombées économiques. De plus en plus, le message d’Ottawa est que seules les installations à faibles émissions assureront l’acceptabilité sociale.
Ce sera un défi, mais nous croyons que le Canada peut à la fois accélérer sa production de pétrole et atteindre son objectif déclaré de réduire les émissions de GES de 40 % à 45 % d’ici la fin de la décennie.
Mais il n’y a aucune garantie. Le secteur pourrait ignorer l’appel à augmenter la production sans rajuster ses objectifs d’émissions et obtenir l’acceptabilité sociale. Les investisseurs privilégient les dividendes et les rachats et sont peu favorables à une baisse des bénéfices qui permettrait de produire plus. En outre, les pénuries de main-d’œuvre et les cibles ESG strictes n’incitent pas à accroître la production.
Par contre, les choses pourraient changer si les prix du pétrole poursuivent leur ascension. Pour augmenter l’offre, les responsables politiques du Canada doivent montrer qu’ils sont prêts à accepter une hausse temporaire des émissions générées par le secteur pétrolier, pourvu qu’elles fléchissent ailleurs ou bien que la mise à l’arrêt des sites de production commence après 2030.
Par ailleurs, les décideurs ont d’autres moyens de s’assurer que les objectifs d’émissions de 2030 restent réalisables. L’augmentation des émissions du secteur pétrolier peut être neutralisée par des réductions dans d’autres secteurs, par exemple, en accélérant la construction d’infrastructures d’énergies renouvelables et la décarbonation, et en améliorant l’efficacité énergétique. Les retombées économiques d’une production de pétrole accrue peuvent compenser une partie du coût de la décarbonation accélérée d’autres secteurs, en particulier les bâtiments et l’électricité, où les goulets d’étranglement des chaînes logistiques sont moins graves que dans le transport.
Dans l’ensemble, le monde n’a pas besoin de revoir son engagement envers la carboneutralité en raison de l’enjeu à court terme de la sécurité énergétique. Par contre, les compromis entre secteurs ne fonctionneront pas à long terme. Les producteurs de pétrole canadiens devront non seulement réduire les émissions moyennes du secteur, mais aussi les émissions globales liées à chaque type de production. Pour effectuer des investissements à long terme à cette fin, les producteurs ont besoin de prévisibilité. Or, rien de tel qu’une crise énergétique pour mettre les choses à plat.
CHAPITRE 3
CUSC, une solution incontournable
Concilier sécurité énergétique à court terme et objectifs climatiques ne sera pas facile. Cependant, comme le souligne notre rapport Une transition à 2 billions de dollars : Vers un Canada à zéro émission nette, les technologies permettant de réduire considérablement les émissions sont à portée de main pour le transport, les bâtiments et l’électricité.
Le Plan de réduction des émissions cible déjà une diminution de 42 % dans le secteur pétrolier et gazier, dont près de 40 % pour les sables bitumineux, où les réductions sont coûteuses et techniquement difficiles. La tâche sera ardue, étant donné que le secteur mise sur des projets de captage du carbone à forte intensité de capital pour réaliser des réductions significatives.
La mise en valeur du gisement pétrolier de Bay du Nord, au large des côtes de Terre-Neuve, vient d’être approuvée, mais la production pourrait ne pas commencer avant la fin des années 2020. On s’attend à ce que durant sa durée de vie, le projet émette quelque 4,5 millions de tonnes de GES.
En revanche, les producteurs de pétrole classique et de gaz naturel semblent bien placés pour abaisser leurs émissions au cours de la prochaine décennie. D’une part, leurs émissions par baril sont plus faibles, puisqu’ils consomment moins d’énergie. D’autre part, environ 40 % des émissions des installations gazières en amont et les deux tiers des émissions liées au pétrole classique proviennent des rejets et des fuites de méthane. Elles devraient reculer de 75 % d’ici 2030, grâce à des dispositifs de détection des fuites et à des systèmes de récupération de vapeur, soit la quasi-totalité des baisses prévues dans le Plan de réduction des émissions.
Un effort accru visant à électrifier les installations situées près du réseau électrique propre de la Colombie-Britannique, pour s’attaquer à la combustion, pourrait accentuer les réductions et compenser l’augmentation de la production. À moyen terme, la décarbonation s’accélérera quand les services publics électrifieront un plus grand nombre de champs pétrolifères et gaziers de la Colombie-Britannique et de l’Alberta.
Types de production de bitume
Projets d’exploitation minière : prêts à démarrer
Seul le cinquième du pétrole provenant des gisements de sables bitumineux peut être extrait par l’exploitation minière. Le bitume extrait par d’énormes pelles est expédié, au moyen de gros camions, vers des installations de nettoyage où il est séparé du sable, de l’eau et de l’argile, ou résidus. Les déchets sont envoyés dans des bassins de résidus.
Production actuelle (2020) : 1,49 million de barils par jourProduction prévue (2030) : 1,7 million de barils par jourLe pétrole ainsi séparé est traité de deux façons :Pétrole brut synthétique
Pétrole brut synthétique : Une fois libre de déchets, le bitume est converti en pétrole brut non corrosif, ou pétrole brut synthétique, dans des usines de valorisation ou des raffineries de pétrole lourd. Bien que le procédé augmente les émissions du pétrole en amont, le produit final, plus léger et sans soufre, peut être vendu à une raffinerie traditionnelle.
Intensité moyenne des émissions (2014-2018) : 95 kg par barilTraitement des mousses
Dilbit extrait ou traitement de la mousse avec un solvant paraffinique : le traitement de la mousse avec un solvant paraffinique est la méthode adoptée pour deux nouveaux projets d’extraction des sables bitumineux, soit le projet Kearl de l’Impériale et le projet Fort Hills de Suncor Énergie. Le procédé élimine les composants les plus lourds du bitume, qui est dilué avec des mélanges plus légers pour produire du dilbit. Lors du traitement de la mousse avec un solvant paraffinique, on utilise un solvant paraffinique comme diluant, ce qui permet d’obtenir un produit final propre qui peut être transporté sans qu’il soit nécessaire de le raffiner davantage, réduisant ainsi les émissions en amont.
Intensité moyenne des émissions (2014-2018) : 46 kg de CO2 par baril
Si le Canada est réellement déterminé à réduire les émissions des sables bitumineux d’ici 2030, la première chose à faire est d’atténuer l’intensité des émissions, c’est-à-dire le CO2 émis par baril, en améliorant l’efficience de la production. Il est toutefois peu probable que les émissions atteignent les niveaux ciblés grâce à ces mesures.
Sans nouvelle installation pour comprimer les émissions moyennes de carbone , les émissions par baril de pétrole extrait des sables bitumineux pourraient reculer d’environ 6 % à 7 % d’ici 2030. Certaines de ces améliorations sont chères . D’autres s’avèrent économiques uniquement pour les nouvelles installations ou pour celles qui n’ont pas encore franchi l’étape du prototype.
Sans nouvelle installation pour comprimer les émissions moyennes de carbone , les émissions par baril de pétrole extrait des sables bitumineux pourraient reculer d’environ 6 % à 7 % d’ici 2030. Certaines de ces améliorations sont chères . D’autres s’avèrent économiques uniquement pour les nouvelles installations ou pour celles qui n’ont pas encore franchi l’étape du prototype.
À long terme, de nouvelles technologies, qui fournissent de la vapeur à faible teneur en carbone ou sans carbone, comme des chaudières à hydrogène et de petits réacteurs nucléaires modulaires, pourraient révolutionner la production de pétrole issu des sables bitumineux, car elles procurent des sources de chaleur et d’énergie à zéro carbone. Contrairement aux producteurs conventionnels, qui doivent constamment forer de nouveaux puits et déplacer de l’équipement de contrôle des émissions à chaque fois, la nature stationnaire et la faible vitesse de déclin des sables bitumineux peuvent améliorer la rentabilité d’équipement plus cher comme les réacteurs.
En attendant, le captage du carbone est indispensable pour obtenir des baisses marquées des émissions. L’AIE et le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat de l’ONU s’entendent pour dire que la technologie de CUSC est capable de contribuer à la réduction des émissions, grâce à des politiques favorables, au soutien du public et à l’innovation.
Alors que la capacité de captage dans le monde est de seulement 40 millions de tonnes par année, une expansion à court terme de 20 à 30 millions de tonnes au Canada semble ambitieuse.
La technologie présente toutefois certains inconvénients : elle est chère, son expansion est lente, elle accroît les coûts, dépend d’une ingénierie complexe et, parfois, ne capte ou ne stocke pas efficacement les émissions. La technologie doit également être mise à l’essai à grande échelle. Pour le moment, il n’existe pas d’usines majeures qui captent le CO2 engendré par la combustion du gaz naturel, ce qui est la principale application pour les sables bitumineux. Alors que la capacité de captage dans le monde est de seulement 40 millions de tonnes par année, une expansion à court terme de 20 à 30 millions de tonnes au Canada semble ambitieuse.
Qui plus est, les projets de CUSC n’ont pas de retombées financières propres. Le produit qu’ils fabriquent, le CO2, a une valeur marchande négligeable, de sorte que les rendements dépendent de la politique gouvernementale, comme la tarification du carbone ou les normes relatives au carburant. Dans de nombreux cas, les allègements fiscaux ou les paiements réglementaires sont très incertains.
Par conséquent, la plupart des projets de CUSC jusqu’à maintenant, au Canada et ailleurs, ont été fortement subventionnés par des crédits d’impôt ou des investissements publics. Ou encore, les entreprises ont dû payer de leur plein gré des prix du carbone très élevés. Pour que le financement du gouvernement soit justifié, l’extraction de pétrole des sables bitumineux à grande échelle doit être concurrentielle à long terme.
Capteurs d’émissions : projets de capture, d’utilisation et de stockage de carbone (CCUS) au Canada
Projets CCUS en cours, en construction ou proposés
CHAPITRE 4
Les sables bitumineux carboneutres peuvent-ils être concurrentiels sur les marchés mondiaux ?
L’Initiative pour des sables bitumineux carboneutres, dont le but est d’atteindre zéro émission nette dans le secteur des sables bitumineux, compte réduire les émissions de 22 millions de tonnes (Mt) d’ici 2030. Afin d’accroître les investissements dans les projets de CUSC, le dernier budget fédéral prévoit un crédit d’impôt remboursable pour investissement totalisant un peu moins de la moitié des coûts d’un projet, et ce, jusqu’en 2030. C’est un grand pas dans la bonne direction qui devrait favoriser les études visant à déterminer les meilleurs sites de CUSC et encourager les investissements.
Cependant, les provinces devront fournir des efforts supplémentaires pour généraliser le déploiement de la technologie, sachant que les modèles du gouvernement tablent sur la création d’une capacité de 15 à 18 Mt d’ici 2030. Elles pourraient notamment accorder un crédit complémentaire, mais aussi améliorer les volets non financiers des projets de CUSC, comme la délivrance des permis, la responsabilité et les droits de stockage. L’engagement du gouvernement à favoriser la prévisibilité de la tarification du carbone pourrait également atténuer le risque lié aux investissements dans les projets de CUSC.
De plus, afin que les contributions à l’objectif du Canada pour 2030 soient équitables, nous pensons qu’il faut être encore plus ambitieux, et mettre en place une capacité de captage du carbone d’environ 30 Mt au cours des huit prochaines années.
À cette fin, les investissements nécessaires vont de 45 à 65 milliards de dollars entre 2024 et 2030, soit 9 milliards de dollars par an à leur sommet. Cela représenterait un écart important par rapport aux niveaux actuels. En supposant que le gouvernement continue de payer la moitié de la facture, le coût total serait également considérable pour les contribuables.
Auparavant, les périodes de cherté du pétrole ont entraîné un boom des investissements. Cependant, le contexte à court terme a changé. Après quelques années tumultueuses, les investisseurs du secteur pétrolier préfèrent que les entreprises se concentrent sur les dividendes et les rachats d’actions plutôt qu’elles investissent dans de coûteux projets de captage du carbone.
Les perspectives à long terme remettent également en question la nécessité d’investir massivement dans les sables bitumineux, puisque selon la plupart des prévisions, la demande de pétrole chutera au cours des prochaines décennies, à mesure que les conducteurs se tourneront vers les véhicules électriques. La tendance pourrait s’accélérer avec l’accent mis sur la décarbonation en vue de réduire la dépendance de l’Europe au pétrole et au gaz russes.
Selon nos estimations, la décarbonation totale des sables bitumineux pourrait coûter de 6 $ à 14 $ le baril pour le bitume extrait et de 17 $ à 23 $ pour le bitume produit in situ. Globalement, le WTI devrait se vendre en moyenne à environ 50 $ US pendant la durée du projet afin de répondre aux attentes des investisseurs. Bien que ce niveau ait généralement été atteint depuis 2005, il est peut-être trop élevé compte tenu de l’incertitude de la demande future.
Cela dit, les puits de sables bitumineux déclinent plus lentement que les puits conventionnels, ce qui les rend plus adaptés aux dispositifs de CUSC fixes. Si la technologie de CUSC demeure indispensable pour la décarbonation du pétrole, elle pourrait constituer un avantage structurel pour les producteurs de sables bitumineux. Abstraction faite des coûts irrécupérables, les installations de drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV) dotées de systèmes de CUSC pourraient s’avérer rentables même si le prix tombe à 40 $ US.
Vu les coûts relativement élevés de la réduction des émissions, les producteurs canadiens devraient adopter une approche pragmatique à l’égard du CUSC. Un étalement des investissements tout au long des années 2020 et 2030 favoriserait les économies et permettrait l’utilisation de futures technologies afin d’abaisser les coûts. Une approche plus lente va à l’encontre des fortes réductions des émissions visées pour la présente décennie. Par contre, en étant mesurée et réaliste, cette approche de la décarbonation de la production de pétrole lourd sera essentielle pour maintenir la compétitivité économique du Canada dans le secteur.
À long terme, étant donné que la majorité des émissions engendrées par la consommation de pétrole sont liées à la combustion, le secteur devra investir dans la mise au point d’utilisations du bitume qui ne nécessitent pas de combustion. Selon les prévisions de l’AIE, la demande pour des utilisations sans combustion, par exemple, des produits comme les lubrifiants, les cires et l’asphalte, avoisinera 15 millions de barils par jour en 2050. L’utilisation de la partie la plus lourde du pétrole canadien pour fabriquer des produits à valeur ajoutée, comme la fibre de carbone, en est aux premiers stades de l’innovation, mais elle pourrait jouer un rôle majeur dans la diversification et la transition du secteur des sables bitumineux.
Bien entendu, ces efforts pourraient se heurter aux obligations de réduction imposées par le gouvernement ainsi qu’à l’incertitude considérable entourant les prix futurs du pétrole et du carbone. Le secteur et le gouvernement doivent collaborer pour relever ces défis.
CHAPITRE 5
Gérer la volatilité du cycle d’investissement
Le secteur pétrolier est très cyclique, ce qui rend les placements à long terme difficiles, surtout quand le rendement des projets de décarbonation est incertain. Tout d’abord, la production de pétrole et les émissions fluctueront probablement jusqu’en 2050, puisque les prix favoriseront ou décourageront les investissements. Mettre des milliards de dollars dans des projets de CUSC en période de faiblesse des prix n’est guère envisageable ; à l’inverse, même quand les prix sont élevés, les investisseurs échaudés par les fortes fluctuations peuvent hésiter à financer des projets à grande échelle et à long terme.
Par ailleurs, les producteurs canadiens de pétrole et de gaz ont enregistré des flux de trésorerie records cette année, soit 150 milliards de dollars américains selon les estimations , tandis qu’on prévoit que les prix resteront élevés pendant un certain temps. Par conséquent, le public comprend mal qu’on injecte des fonds publics pour décarboner le secteur pétrolier alors que les entreprises ont engrangé des bénéfices substantiels.
Dans ce contexte, le Canada doit s’efforcer d’atténuer la volatilité des cycles d’investissement dans le secteur pétrolier et faire en sorte que la décarbonation de ce secteur soit financée de façon régulière. Le gouvernement fédéral et les provinces devraient étaler la distribution des revenus substantiels inattendus qu’ils reçoivent quand les prix sont élevés en vue de soutenir les investissements lorsque le secteur traverse une période difficile. De leur côté, les entreprises doivent s’engager à financer la décarbonation même si les prix du pétrole fléchissent.
Le Fonds de croissance du Canada constitue un changement de cap bienvenu dans l’approche du gouvernement, car il prévoit de nouvelles structures d’investissement et une participation officielle dans les projets de réduction des émissions. Bien qu’investir aux côtés des entreprises dans les projets de réduction des émissions améliore les rendements financiers, les initiatives de décarbonation se heurtent encore à des obstacles de taille. L’incertitude politique, les barrières réglementaires et celles qui bloquent l’octroi de permis, les droits du sous-sol pour le stockage du carbone et la responsabilité en cas de fuite, ainsi que les risques associés aux technologies émergentes peuvent retarder les investissements.
Afin que des investissements suffisants et mûrement réfléchis soient réalisés pour atteindre les objectifs du secteur dont l’échéance approche à grands pas, le Fonds de croissance doit se doter d’un volet énergétique qui réunisse les bons intervenants dans le but d’uniformiser et d’accélérer l’approbation des projets.
Les provinces riches en ressources, les secteurs de l’énergie et de la finance, les organismes de réglementation, les services publics et des experts externes peuvent former un partenariat avec le Fonds de croissance en vue d’aplanir les obstacles.
Les contributions publiques qui appuient les investissements dans la décarbonation du pétrole et du gaz pourraient être plus élevées quand les prix sont bas que lorsque les flux de trésorerie du secteur sont abondants. Le gouvernement ferait ainsi la preuve qu’il soutient le secteur quand les temps sont durs.
Et surtout, le soutien apporté ne doit pas être influencé par le cycle politique. Plutôt que de prévoir d’autres affectations budgétaires, le financement public devrait être distinct des redevances existantes et de l’impôt fédéral des sociétés en vue d’assurer la stabilité du financement.
Volet énergétique du Fonds de croissance du Canada : le rôle des différents intervenants
Gouvernement fédéral : dans le Fonds de croissance, affecter les recettes fiscales inattendues tirées des sociétés lorsque les prix des marchandises sont élevés à une importante décarbonation des secteurs non pétroliers ; établir des contrats à long terme garantissant la tarification du carbone pour atténuer le risque lié aux flux de trésorerie de certains projets de CUSC.
Gouvernements provinciaux : affecter les redevances existantes à la décarbonation des économies provinciales et s’engager à réduire de façon proactive la libre attribution des crédits dans les systèmes de tarification provinciaux afin de soutenir le prix de base du carbone.
Organismes de réglementation provinciaux et fédéraux : collaborer avec les ministères, le secteur et les intervenants locaux en vue d’accélérer le processus de délivrance des permis et d’approbation des projets stratégiques de décarbonation.
Groupes autochtones : étant à l’avant-garde de la lutte contre les changements climatiques et de la gestion des ressources, doivent être des partenaires à part entière et influencer la façon dont les ressources du fonds sont déployées.
Institutions financières du secteur : partenaires essentiels pour aider le secteur à emprunter en vue d’atteindre les taux de rendement souhaités. Étudier le financement sans recours soutenu par les garanties de tarification du carbone du gouvernement fédéral.
Services publics : planifier la production d’électricité et sa distribution aux sites clés du secteur énergétique, comme les terminaux d’exportation et les champs éloignés.
Secteur: affecter les capitaux à mesure que les projets sont approuvés, et fournir une expertise sur l’objet des investissements. Les entreprises doivent s’engager à donner la priorité à la décarbonation tout au long du cycle d’investissement.
DES IDÉES POUR AVANCER
Pour assurer la sécurité énergétique et climatique, le gouvernement fédéral et les provinces clés, le secteur privé et les communautés autochtones devront bientôt prendre des mesures essentielles. Voici quelques idées :
PARTICIPER ACTIVEMENT À LA STABILITÉ DU MARCHÉ DU PÉTROLE
Éviter les politiques de réduction des émissions qui restreignent ou diminuent la production à court terme au moment où le pétrole de l’Ouest canadien permet de répondre aux perturbations actuelles du marché. Après 2030, d’importants efforts devront être déployés pour réduire et même fermer les projets qui ne sont pas conformes aux objectifs de carboneutralité du Canada. Les technologies et les processus de décarbonation devraient être intégrés aux modèles d’affaires de tous les nouveaux projets.
Le Fonds de croissance du Canada permettra d’éliminer les fluctuations durant les cycles d’investissement du secteur pétrolier et gazier. Les dépenses pourraient comprendre des contributions publiques plus importantes en période de prix faibles et un financement privé accru quand les prix sont élevés.
Veiller à ce que les plafonds d’émissions tiennent compte de l’avenir. Privilégier le gaz naturel et la production conventionnelle au détriment des sables bitumineux, et viser une diminution des émissions à moyen terme.
ACCÉLÉRER ET DIVERSIFIER LA RÉDUCTION DES ÉMISSIONS
Compenser la lenteur de la réduction des émissions liées au pétrole par d’autres mesures de décarbonation, notamment la rénovation des bâtiments, les subventions aux VZE et les infrastructures de distribution de l’électricité.
Mettre au point de nouvelles technologies de réduction des émissions qui maintiennent les économies de coûts. L’agence canadienne d’innovation et d’investissement, dont la création a été annoncée dans le budget 2022, devrait également prévoir un volet pour les technologies les plus prometteuses de réduction des émissions à un stade précoce, ainsi que pour les utilisations du pétrole non liées à la combustion.
Diversifier les investissements dans l’énergie. Bien que le pétrole et le gaz soient des combustibles essentiels à la transition climatique, l’électricité et les nouvelles technologies énergétiques, comme l’hydrogène, gagnent en importance. Les entreprises du Canada devraient s’attacher à élargir leur portefeuille d’actifs et développer leur expertise dans les technologies durables à faibles émissions susceptibles de compléter les exportations de combustibles fossiles.
PROFITER DE L’EXPERTISE AUTOCHTONE
Continuer d’intégrer les groupes autochtones à titre de partenaires clés dans les nouveaux systèmes énergétiques. La prise de participation dans de nouveaux projets d’infrastructure et d’énergie favoriserait l’adhésion de partenaires possédant une expertise locale, ce qui accélère la mise en valeur. Veiller à ce que les communautés autochtones obtiennent une option d’achat et une part de propriété, et profitent des retombées économiques des projets est la solution idéale pour faire progresser notablement la réconciliation et l’inclusion économiques.
FORGER DES ALLIANCES ÉNERGÉTIQUES
Favoriser les exportations d’énergie aux États-Unis, au plus haut niveau politique, en aplanissant les obstacles entre les États et les provinces. Créer une alliance énergétique nord-américaine et prévoir un sommet de hauts responsables, afin que les États-Unis et le Canada s’entendent sur l’accès aux marchés, notamment les pipelines transfrontaliers, l’harmonisation des normes sur le carburant et les ajustements à la frontière pour le carbone.
Collaborer avec les partenaires internationaux pour assurer la prévisibilité de la demande. AConclure des contrats à long terme avec les États-Unis et l’Europe, dont les prix tiennent compte des efforts environnementaux, de la gouvernance et de la stabilité géopolitique, afin que les producteurs les plus stables demeurent les principaux fournisseurs de pétrole à zéro émission nette. De même, le renforcement des liens avec les économies asiatiques comme le Japon, la Corée du Sud et Taïwan conforterait la stabilité du marché de l’énergie. Il pourrait également ouvrir la voie à des coentreprises axées sur l’exportation de gaz naturel liquéfié et d’hydrogène vers les pays asiatiques.
Contributors
Yadullah Hussain, directeur de rédaction, Stratégie de leadership avisé, Climat et énergie
Colin Guldimann, économiste
Naomi Powell, directrice de rédaction, Services économiques et leadership avisé
Darren Chow, premier directeur, Médias numériques
Zeba Khan, directrice des publications, Services économiques et leadership avisé
Aidan Smith-Edgell, associé, Recherche, Services économiques et leadership avisé
Nous connaissons les conséquences des changements climatiques. Nous en connaissons aussi les causes. Nous savons même ce qu’il faut faire pour s’attaquer au problème. Ce que nous ne savons pas, c’est comment passer à la vitesse supérieure pour y parvenir à temps. C’est pourquoi Services économiques RBC et Leadership avisé se sont engagés dans un projet de recherche d’un an en vue de définir les stratégies qui mèneraient le Canada à zéro émission nette. C’est l’état d’équilibre en vertu duquel la quantité de dioxyde de carbone, de méthane et d’autres gaz à effet de serre que nous éliminons de l’air est égale ou supérieure aux gaz à effet de serre que nous y ajoutons. Nous devons atteindre cet équilibre d’ici 2050 pour éviter les conséquences irréversibles des changements climatiques.
À RBC, nous nous sommes engagés en faveur de l’objectif zéro émission nette dans nos propres opérations et activités de prêt. Nous collaborons avec les gouvernements, les organismes de réglementation, les clients, les groupes environnementaux et le secteur financier mondial afin de comprendre ce qui est attendu de chacun de nous – et transmettre les renseignements obtenus aussi largement que possible. Cette recherche a pour objectif de documenter et de compléter les conversations en question. Nous vous invitons à y participer par l’entremise de notre nouvel Espace climat RBC. Plus nombreuses sont les occasions d’écouter, d’apprendre et de communiquer les mêmes faits, plus grandes sont nos chances de résoudre ce qui constitue le plus grand défi de notre temps pour arriver ensemble à zéro émission nette.
Le Canada est confronté à un problème mathématique.
En ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre, les Canadiens représentent une part relativement importante de ce qui est produit dans le monde. Bien que nous nous soyons engagés, au cours des décennies, à réduire ces émissions, nous n’avons pas vraiment atteint cet objectif. Nous continuons de consommer du pétrole pour traverser notre vaste territoire, de brûler du gaz pour chauffer nos maisons et de déverser du méthane dans l’atmosphère pour nous alimenter et alimenter une grande partie de la planète.
Tout compte fait, nous polluons autant l’atmosphère qu’il y a une génération. Nous n’avons pas le luxe d’attendre une génération de plus pour changer de vitesse si nous voulons éviter les pires conséquences du réchauffement climatique, notamment les sécheresses prolongées dans les Prairies, les violentes tempêtes sur nos côtes et la fonte des glaces dans le nord du pays. Et bien que le temps presse, le Canada a d’autres priorités après la pandémie, parmi lesquelles prendre soin d’une population vieillissante, faire face aux perturbations technologiques et promouvoir une croissance économique plus inclusive.
Donc, quel est le problème mathématique ? Le Canada émet près de 730 millions de tonnes de dioxyde de carbone et de gaz à effet de serre équivalents chaque année, ce qui fait de nous le 10e émetteur mondial. Ce chiffre peut sembler minime par rapport aux quelque 50 milliards de tonnes produites dans le monde, notamment aux États-Unis et en Chine. Il dépasse toutefois largement les 602 millions de tonnes que nous avons générées en 1990, juste avant le premier Sommet de la Terre.
Malgré nos meilleures intentions, les émissions ont augmenté
Émissions de gaz à effet de serre, millions de tonnes de CO2, équivalent
Source: Environnement et Changement climatique Canada, Services économiques RBC
Afin de s’engager plus résolument sur la voie zéro émission nette, le gouvernement fédéral a promis de ramener le Canada à 500 millions de tonnes d’ici la fin de la décennie. Le pays ambitionne aussi d’éliminer ou de compenser le reste d’ici 2050 grâce à de nouvelles technologies telles que les véhicules électriques, de nouvelles sources de chauffage pour les maisons et de nouveaux processus pour capter et stocker une partie des émissions que nous continuerons de produire pour alimenter notre planète en énergie.
Le présent rapport vise à exposer certaines de ces voies et leurs coûts, d’après une série de modèles sur les émissions des principaux secteurs, ainsi que l’effet futur des technologies novatrices, des changements comportementaux et des améliorations dans les processus industriels et agricoles.
Le coût pourrait être énorme : environ deux billions de dollars au cours des trois prochaines décennies. D’après nos estimations, les gouvernements, les entreprises et les collectivités devraient dépenser au moins 60 milliards de dollars par an pour réduire les émissions du Canada de 75 % par rapport aux niveaux actuels – dans la mesure où les technologies actuelles le permettent. Par exemple, les Ontariens consacrent à eux seuls près de 70 milliards de dollars par an aux soins de santé, priorité nationale tout aussi importante.
La nature peut aider, mais seulement un peu. Les prévisions les plus optimistes en matière de plantation d’arbres à grande échelle et de gestion des forêts ne parviennent qu’à 50 millions de tonnes, soit un dixième de ce qui sera nécessaire pour atteindre zéro émission nette. Les technologies artificielles destinées à éliminer le carbone de l’air ne sont pas encore déployées à grande échelle. Si nous ne parvenons pas à résoudre ce problème, l’objectif de zéro émission nette exigera que les émissions brutes soient aussi proches de zéro que possible.
Vient ensuite la technologie. Il serait énormément utile que le pays adopte les véhicules électriques, les maisons à énergie solaire et les avions à hydrogène, mais cette conversion ne mènerait le Canada qu’aux deux tiers de son parcours vers zéro émission nette. Nous aurons besoin de beaucoup plus de technologies pour renouveler des industries et modes de vie conçus pour un autre âge.
Tout d’abord, nous devrons à peu près doubler notre production d’électricité si nous souhaitons alimenter une nouvelle flotte de véhicules électriques et chauffer et rafraîchir nos maisons, nos bureaux et nos écoles. Le Canada a une longueur d’avance grâce à un « réseau vert » alimenté par l’énergie hydroélectrique, nucléaire, éolienne et solaire. Une plus grande capacité sera nécessaire à tous égards et elle devra être combinée à des investissements sans précédent dans les lignes de transport d’électricité et une nouvelle façon d’envisager la mainmise des provinces dans ce secteur.
Un réseau vert national peut aider à alimenter en énergie certains des plus grands pollueurs du pays de façon plus propre et moins coûteuse. Le Canada devra aussi réinventer ses industries du pétrole, du gaz et du charbon et ses autres secteurs intensifs en carbone. Il pourra ainsi assurer une transition progressive des émissions nettes et atteindre zéro émission nette sans causer de difficultés économiques ou de perturbations sociales de grande ampleur. Un engagement à long terme en matière de tarification du carbone, assorti d’augmentations régulières et prévisibles, permettra aux investisseurs, aux entrepreneurs et aux exploitants de répartir le capital de façon efficace et efficiente. Une telle approche de tarification du carbone pourrait façonner une nouvelle pensée économique en Amérique du Nord. À cet égard, le Canada et les États-Unis pourraient travailler en collaboration sur les chaînes d’approvisionnement continentales en ce qui concerne les produits verts comme les véhicules électriques. Ces deux pays pourraient aussi adopter une politique commerciale visant à mieux évaluer le coût des produits à forte intensité d’émissions tels que l’acier.
Nous aurons besoin de nouvelles approches de finance durable pour générer une grande partie des deux billions de dollars nécessaires à la transition. Dans l’ensemble, le capital ne manque pas. Ce qui est avant tout nécessaire, c’est un remaniement de la réglementation industrielle et de la politique fiscale, ainsi qu’un plus grand soutien gouvernemental pour compenser le risque inhérent aux technologies propres, aux infrastructures durables et aux nouveaux produits de consommation.
Nous aurons également besoin d’une foule de personnes pour mettre en œuvre les compétences nécessaires à la transition, installer des réseaux solaires dans les voisinages, entretenir de nouvelles flottes de véhicules électriques et réformer les pratiques agricoles afin de veiller à ce que le vaste sol du Canada devienne un puits de carbone actif. Nous estimons que le Canada devra recycler 100 000 travailleurs pour qu’ils acquièrent de nouvelles compétences vertes, et augmenter la population active de 200 000 travailleurs présentant ce même profil avant 2030.
Le coût de l’inaction
Bien que la réduction des émissions soit coûteuse, l’inaction a aussi un coût qui continuera de grimper tant que nous tarderons à agir.
Si les émissions se poursuivent au rythme actuel, nous devrons économiser 40 milliards de dollars par an pour assumer le coût des catastrophes futures, aggravées par les changements climatiques. De plus, il faut tenir compte de l’incertitude quant à la façon dont le climat évoluera. La fonte du pergélisol, la destruction de la forêt tropicale et les autres catastrophes pourraient encore alourdir la facture. En réduisant les émissions dès aujourd’hui, nous pourrions éviter une facture encore plus colossale à l’avenir. Pour compliquer les choses, réagir impulsivement n’est pas une solution. Dans le même temps, des mesures extrêmes amenant une forte baisse de la production pétrolière et gazière causeraient de véritables dommages économiques. Dans l’un des scénarios, le secteur pétrolier et gazier recule de près de 8 % du PIB à seulement 1 %, nous perdons près des trois quarts des emplois dans le secteur, et les recettes publiques chutent de 8 milliards de dollars chaque année. De telles conséquences pourraient ens de tonnes [itraver, et non favoriser, la transition.
Pour atteindre zéro émission nette, nous devons adopter aussi rapidement que possible des technologies qui remplacent les combustibles fossiles par l’électricité. Cependant, certaines activités économiques ne sont pas en mesure d’être électrifiées à grande échelle, du moins à court terme : par exemple le transport aérien et la fabrication du ciment, pour n’en nommer que deux. Nous continuerons de brûler des combustibles fossiles pour fabriquer du plastique et produire de l’électricité afin d’alimenter toutes ces technologies plus vertes.
Nous avons déterminé six voies vers l’objectif zéro émission nette. Elles n’englobent pas tout, mais elles figurent parmi les options les plus réalistes pour le pays aujourd’hui. Quatre d’entre elles, explorées plus loin dans cette partie, décrivent les moyens de réduire les émissions provenant des bâtiments, des transports, de l’industrie et de l’agriculture. Mais même si nous conduisons tous des voitures électriques et vivons dans des maisons à énergie solaire, repensons la gestion du bétail et captons plus de carbone issu des cheminées, les émissions se poursuivront. C’est pourquoi la décarbonisation du secteur de l’électricité et celle du secteur du pétrole et du gaz constituent deux voies essentielles pour réaliser nos ambitions zéro émission nette. Nous commencerons par là.
Des éoliennes du Cap-Breton aux barrages de la baie James, en passant par les panneaux solaires étincelants sur les toits de Vancouver, tout le Canada porte l’empreinte d’un grand producteur d’électricité. Nous jouissons sans doute de la meilleure combinaison énergétique du monde, et avons la chance de compter sur des sources sûres d’électricité. Les entreprises à l’origine de ces réserves d’énergie ont participé à l’histoire du Canada, et elles contribueront à tracer notre avenir.
Pour alimenter une armée nationale de véhicules électriques et de barbecues électriques, chauffer nos écoles quand il fait -30 °C et rafraîchir nos bureaux pendant des vagues de chaleur prolongées, nous devrons doubler l’approvisionnement en électricité verte, soit essentiellement l’énergie hydroélectrique, nucléaire, éolienne et solaire. Cette tâche ne sera pas facile dans les régions à forte densité de population, lesquelles peuvent encore compter sur du pétrole et du gaz relativement bon marché, surtout pour répondre à une demande en hausse. L’énergie éolienne et l’énergie solaire sont les options les moins chères, mais elles sont souvent difficiles à mettre en place. En effet, les grands projets d’énergie renouvelable ne peuvent être menés que là où les conditions naturelles le permettent, par exemple, où le vent souffle le plus fort (comme dans le nord de l’Ontario, au Québec et à Terre-Neuve) et dans les régions où le soleil brille le plus longtemps (comme dans le sud des Prairies).
Un avenir à l’hydrogène est une sorte de rêve. Gaz le plus léger, l’hydrogène produit une forte chaleur au moment de sa combustion. Il peut être utilisé à la place des combustibles fossiles dans les camions et les trains, ainsi que dans les chaudières industrielles. Cependant, la façon dont nous fabriquons actuellement l’hydrogène est un cauchemar pour le climat : l’utilisation de vapeur pour décomposer le méthane en hydrogène et en carbone génère neuf kilogrammes de CO2 par kilogramme d’hydrogène produit. Le captage du carbone issu de cette transformation donne un produit plus propre appelé hydrogène « bleu », mais ne résout pas le problème des fuites de méthane au cours du processus. Le Saint Graal, soit l’hydrogène « vert », est produit en cassant les molécules d’eau au moyen d’un courant électrique sans carbone, mais ce processus revient très cher. Une réduction de son coût serait un bon début. Il faudrait cependant construire l’infrastructure nécessaire à un déploiement de l’hydrogène vert à grande échelle, et commercialiser des camions et autres véhicules alimentés par des piles à combustible.
Le Canada part d’une position enviable. En 2019, 80 % du réseau national était sans carbone. En comparaison avec le Royaume-Uni, notre réseau produit moins de la moitié de GES par unité d’électricité, et un quart de moins si nous comparons avec les États-Unis.
Les efforts de la dernière décennie pour éliminer progressivement le charbon, qui devraient s’achever d’ici 2030, ont permis au Canada de réduire ses émissions de dioxyde de carbone issues de la production d’électricité. Notre utilisation continue de l’énergie nucléaire nous aide dans cette démarche, tout comme les nouvelles installations d’énergie éolienne et solaire. Depuis 2010, la quasi-totalité de la nouvelle capacité installée est liée à l’énergie renouvelable. Cette tendance a pris de la vitesse parce que le coût de nombreuses sources d’électricité zéro carbone a baissé : pour les nouvelles centrales électriques, la production d’énergie éolienne et solaire est souvent 30 % moins coûteuse que la production au gaz naturel.
À court terme, la meilleure option du Canada est d’investir dans l’énergie renouvelable à plus grande échelle. Mais comme dans tous les secteurs, n’importe quel plan oblige à faire des choix sociaux et politiques. Nous devrons déterminer quelle somme nous sommes prêts à payer, à titre collectif et individuel, pour nous défaire plus rapidement du gaz naturel et du charbon, et à quelle vitesse nous sommes prêts à fermer les centrales au gaz qui sont encore bonnes pour plusieurs années.
La baisse des coûts rend l’énergie éolienne et l’énergie solaire concurrentielles, mais pas les batteries
Coût de l’électricité ou du stockage uniformisé, $ US/MWh
Source: Lazard, Services économiques RBC
Gestion des pointes de consommation
Les sources d’énergie renouvelable présentent un autre grand inconvénient : contrairement à l’énergie au gaz ou au charbon, elles ne peuvent pas être allumées à un instant donné pour répondre à une demande, et ne produisent pas d’électricité de façon constante lorsqu’elles sont en marche. Des études ont révélé que la production d’énergie solaire peut chuter d’un tiers en hiver et en automne, et que les parcs éoliens sont plus productifs au printemps et en hiver. De plus, ces statistiques ne tiennent pas compte des variations climatiques entre les régions.
En raison de cette « intermittence », les experts sont d’avis que nous aurons probablement besoin d’une part d’énergie au gaz pour faire face aux moments de forte demande en électricité, par exemple à l’heure du souper. La question clé est de savoir s’il est moins coûteux de stocker de l’électricité à partir de sources renouvelables, de réduire les pointes de demande grâce à une meilleure efficacité énergétique, ou de construire de nouvelles centrales au gaz plus simples, assorties d’une technologie de captage du carbone, étant donné que bon nombre des centrales au gaz existantes ne peuvent pas répondre à la demande aussi rapidement.
Une autre façon de renforcer le système est de mieux connecter les réseaux provinciaux. En ce moment, notre réseau est un enchevêtrement de systèmes indépendants, éparpillés dans tout le pays. Des connexions plus efficaces pourraient réduire le besoin de stockage coûteux en déplaçant l’énergie de l’endroit où elle est produite vers l’endroit où elle est demandée.
Pour se débarrasser des centrales au gaz naturel, il faudra trouver de meilleures façons de stocker l’énergie en prévision de temps difficiles. Les batteries de grande capacité sont coûteuses à utiliser, mais une analyse récente de Lazard laisse entendre que plus la technologie s’améliore, plus les coûts de certains projets se rapprochent de ceux des centrales au gaz naturel. Il serait également logique de pomper l’eau abondante du Canada pendant les heures creuses pour la stocker dans un réservoir, mais cette opération fonctionne surtout dans les régions montagneuses. Les technologies énergétiques du futur, comme les petits réacteurs nucléaires et l’hydrogène vert, pourraient offrir de nouvelles solutions de stockage, mais elles sont loin d’être commercialisables. Le stockage de l’électricité en prévision des besoins futurs deviendra le plus grand enjeu énergétique mondial à mesure que nous nous éloignerons des combustibles fossiles.
Quel sera le prix à payer ?
Le coût de la décarbonisation du réseau canadien existant pourrait s’élever à 5,4 milliards de dollars par an. Notre capacité à y parvenir sera d’abord limitée par le coût lié à la construction et au déploiement de batteries de grande capacité en quantités suffisantes pour stocker toute l’énergie renouvelable dont nous aurons besoin. Néanmoins, les prix du stockage devraient baisser à mesure que la technologie s’améliorera.
Il importe aussi de savoir à quel point une nouvelle capacité électrique sera nécessaire. La population du Canada devrait augmenter d’environ 30 % pour atteindre 50 millions de personnes en 2050. Bon nombre de technologies que nous utiliserons pour réduire les émissions demandent de l’électricité. La plupart des estimations indiquent que la charge du système augmentera au moins 100 % d’ici 2050.
General Fusion développe la première centrale à fusion nucléaire commercialement viable au monde. Cette centrale produira de l’électricité propre à la demande, en complément des sources renouvelables intermittentes. (La fusion nucléaire consiste à combiner deux noyaux atomiques légers pour libérer de grandes quantités d’énergie, quatre fois plus en fait que la fission nucléaire.) Cette société de Burnaby, en Colombie-Britannique, a entrepris la construction d’une centrale de démonstration au Royaume-Uni, qui fonctionnera à 70 % de sa pleine échelle et devrait être terminée en 2025. General Fusion a séduit des investisseurs de premier plan, parmi lesquels le gouvernement du Royaume-Uni et Jeff Bezos. Ce soutien pourrait aider la société dans sa course contre les jeunes entreprises des États-Unis également créées dans le but de déployer la technologie de fusion nucléaire, et qui sont dotées de solides moyens financiers.
La plateforme Opus One Solutions permet aux sociétés de services publics de mieux gérer et planifier la distribution d’électricité, étant donné que les réseaux d’exploitation deviennent plus complexes du fait de l’expansion des énergies renouvelables. La société publique de distribution d’électricité de Singapour, SP Group, a engagé Richmond Hill, une société de l’Ontario, pour l’aider à optimiser sa distribution et à intégrer davantage d’énergies renouvelables à son réseau. Opus One assiste également des sociétés de services publics du Royaume-Uni et de l’Australie dans la création de marchés énergétiques plus efficients et plus flexibles. Cette solution toute canadienne fera face à des géants comme ABB, IBM et Siemens dans l’environnement concurrentiel des réseaux intelligents.
Les sables bitumineux de l’Alberta symbolisent à la fois les forces et les défis du Canada en tant que puissance énergétique. Les réserves prouvées de l’Alberta, qui s’établissent à 165 milliards de barils, se classent au quatrième rang mondial après le Venezuela, l’Arabie saoudite et l’Iran. La croissance de cette industrie s’est appuyée sur une innovation régionale, qui a permis aux entreprises d’accroître considérablement l’extraction souterraine de brut lourd. Le secteur de l’énergie est un moteur important de croissance économique pour la province, car il génère des emplois, des investissements et près d’un cinquième des exportations totales.
Cependant, les sables bitumineux n’ont pas seulement suscité la fierté du pays, mais aussi des inquiétudes. Ils représentent la plus grande source de GES du Canada, soit près de 10 % du total national, et un tiers des 191 millions de tonnes de GES produites par le secteur pétrolier et gazier en 2019. Est-ce que ce niveau d’émissions peut être maintenu alors que le Canada migre vers zéro émission nette ?
Il s’agit de la variable la plus importante dans l’équation du carbone au Canada, et l’opération ne sera pas facile à équilibrer. Les émissions du secteur de l’énergie ont augmenté rapidement depuis que l’exploitation souterraine, appelée production in situ, a commencé. Environ 80 % des émissions liées aux sables bitumineux proviennent des combustibles fossiles brûlés pour produire de la vapeur, laquelle est utilisée pour faire remonter le bitume à la surface. L’utilisation d’hydrogène pour transformer le bitume en brut synthétique représente une autre grande source d’émissions. À l’heure actuelle, il n’existe pas de solution de rechange écologique et économique à ces processus.
Les sables bitumineux ne sont pas la seule source d’émissions dans le secteur. En raison de la géographie du Canada, une grande quantité d’énergie est nécessaire pour extraire l’énergie du sous-sol et l’acheminer par pipelines vers le marché. Dans la production conventionnelle de pétrole et de gaz, les deux tiers des émissions proviennent des fuites de méthane (intentionnelles ou non), ainsi que du CO2 qui s’échappe naturellement des puits de pétrole. Le méthane est la partie la plus troublante de l’équation. Ce gaz, qui est la principale composante du gaz naturel, a un pouvoir de réchauffement plus de 80 fois supérieur à celui du CO2 à court terme.
Il serait prudent d’aborder la décarbonisation étape par étape, étant donné que nous aurons besoin de combustibles fossiles pendant la transition zéro émission nette. Il est probable que la demande de pétrole, de gaz et de plastique en provenance du Canada ne diminuera pas avant un certain temps. Elle pourrait même augmenter provisoirement, tant que la demande des États-Unis restera soutenue. Il faudra des années pour nous défaire des moteurs à combustion et des fours au gaz naturel, et trouver des solutions de remplacement pour le kérosène. Nous avons également besoin de pétrole afin de fabriquer des produits pétrochimiques et des plastiques pour l’avenir proche. L’arrêt de la production pétrolière du Canada risque de nous faire perdre nos avantages en matière d’ingénierie si la demande demeure forte pendant un certain temps. Les progrès réalisés dans d’autres innovations énergétiques (hydrogène vert, réacteurs nucléaires, stockage d’électricité, voire dans le monde des combustibles fossiles) nous éclaireront peut-être quant à la meilleure voie à suivre.
Une autre technologie prometteuse, à savoir le captage direct dans l’air, consiste à éliminer directement le carbone de l’air ambiant. Si ce processus se généralisait, il pourrait contribuer à neutraliser les émissions dues à la combustion du pétrole et du gaz. Cependant, nous ne pouvons pas crier victoire tant que cette technologie n’a pas été testée à grande échelle. En attendant de pouvoir éliminer les combustibles fossiles, nous avons besoin d’une production de pétrole plus propre.
Le maintien de la production de pétrole brut et de gaz présente des avantages économiques pour le Canada, mais seulement si nous agissons rapidement pour réduire l’intensité carbonique de la production du pays et éliminer progressivement les processus à forte intensité de carbone. Les progrès technologiques ont déjà rendu la production d’énergie un peu plus propre. Dans le domaine des sables bitumineux, les émissions par baril ont chuté de 36 % depuis 2000. Il est essentiel de renforcer l’efficacité du secteur énergétique canadien pour rendre nos produits plus attrayants à un moment où le reste du monde est engagé dans cette même transition.
En pratique, nous devrons redoubler d’efforts pour utiliser les systèmes de captage du carbone. Ces projets ne peuvent pas être déployés de façon généralisée. L’effort porte en priorité sur l’équipement stationnaire dans les installations de production de sables bitumineux, et sur les unités de reformage du méthane qui produisent de l’hydrogène pour améliorer les bitumes. Bien que le captage du carbone ne soit pas la panacée, cette technologie bien connue peut empêcher une grande partie des GES de s’échapper dans l’atmosphère.
Les systèmes de captage du carbone piègent le CO2 avant qu’il ne pénètre dans l’atmosphère. Ce processus permet à certaines usines de continuer à brûler des combustibles fossiles à titre provisoire pendant la transition zéro émission nette. Il existe plusieurs méthodes, mais toutes finissent par compresser le gaz piégé dans un liquide et l’expédier, habituellement par pipeline, à une installation de stockage. Ce processus est généralement efficace à 90 %, mais il a ses limites. Les systèmes de captage du carbone peuvent être si coûteux que certaines applications ne sont pas réalisables d’un point de vue économique. Il est aussi difficile de trouver des endroits appropriés pour enterrer ou piéger le carbone, et d’éviter qu’il ne se répande de nouveau dans l’air. Un troisième problème est le transport des gaz liquéfiés depuis l’unité de captage du carbone vers l’endroit où ils seront stockés. Pour ce faire, il faut des pipelines spécialisés, parfois très longs, qui augmentent encore le coût et la complexité de l’effort.
Le captage du carbone peut également contribuer à réduire les émissions dans les parties hors réseau de la production de gaz naturel. Dans la mesure du possible, nous pouvons électrifier les parties du processus qui fonctionnent actuellement à partir de combustibles fossiles. Il en va de même pour la production de pétrole conventionnelle et le raffinage du pétrole.
Dans toutes les parties du système énergétique, la réduction des émissions de méthane devrait être une priorité absolue, à la fois parce que les fuites provoquent un réchauffement important, et parce que ces réductions sont parmi les moins coûteuses à réaliser par tonne.
Le gouvernement fédéral prévoit que les émissions de gaz et de pétrole auront chuté de 53 mégatonnes d’ici 2030. La perspective est beaucoup plus floue après 2030, car il est difficile de prédire à quelle vitesse les technologies actuelles seront adoptées ou commercialisées. D’après nos connaissances actuelles, si l’industrie et le gouvernement investissaient chaque année 14 milliards de dollars dans des initiatives écologiques, 92 mégatonnes supplémentaires pourraient être éliminées dans le secteur pétrolier et gazier.
Carbon Engineering, société établie à Squamish, en Colombie-Britannique, est un chef de file de la capture directe dans l’air. Cette technologie vise à extraire le dioxyde de carbone directement de l’atmosphère, avant de le séquestrer ou le réutiliser. Ses usines, l’une au Texas et l’autre en Écosse, devraient entrer en service en 2024 et 2025, respectivement. Il est estimé que chacune éliminera 1 million de tonnes métriques de CO2 par année, ce qui équivaut à l’action de 40 millions d’arbres, et les deux unités fonctionneront à l’énergie renouvelable. (À ce jour, la plus grande usine mondiale de capture directe dans l’air se trouve en Islande. Elle est exploitée par Climeworks, et extrait 4 000 tonnes métriques de CO2 par an.) La capture directe dans l’air est un élément modeste, mais important, de l’action climatique. Son développement à plus grande échelle nécessite d’autres avancées technologiques, ainsi qu’une plus grande capacité de stockage du carbone.
Le procédé chimique exclusif de Carbonova consiste à utiliser du dioxyde de carbone et du méthane pour fabriquer des nanofibres de carbone – un matériau innovant qui a de nombreuses applications industrielles, car il est à la fois plus résistant et plus léger que l’acier. Les partisans des nanofibres de carbone affirment qu’elles pourraient être utilisées pour augmenter la capacité de stockage des batteries lithium-ion, accroître la résistance des peintures et des revêtements et améliorer les pneus des véhicules, entre autres utilisations. Cette société de Calgary a reçu le soutien d’investisseurs influents liés au secteur pétrolier de l’Alberta. Elle est en train de construire un réacteur semi-commercial, ce qui représente une première étape dans l’augmentation de sa production.
Les bâtiments sont la troisième source de gaz à effet de serre au Canada. Le chauffage des espaces est de loin le plus grand problème du secteur sur le plan du carbone, puisqu’il représente environ 75 % des émissions dans les propriétés résidentielles et 85 % dans les propriétés commerciales. Le reste des émissions provient en général du chauffage de l’eau. Les appareils électroménagers et l’éclairage ne causent qu’une petite partie. Par ailleurs, la climatisation est un facteur marginal, car la plupart des unités d’air climatisé sont exploitées dans les provinces où les réseaux électriques sont relativement propres.
Le chauffage des bâtiments est le défi du Canada face à un climat froid
Émissions de gaz à effet de serre (2020), Mt de CO2e
L’un des grands problèmes est la perte d’une grande partie de l’énergie que nous utilisons pour régler les températures à la maison et au bureau à cause d’une mauvaise isolation, de fissures et crevasses dans les murs et de fenêtres et portes obsolètes.
Les efforts visant à encourager les rénovations ont été vains à cause des coûts élevés à engager, de la pénurie de travailleurs qualifiés et des longues périodes de remboursement pour les gros travaux. Même lorsque les programmes de rénovation sont justifiés sur le plan financier, ils peuvent rencontrer une résistance parce qu’en général, le travail est salissant, entraîne des désagréments et fait perdre du temps. Par ailleurs, les propriétaires ne bénéficient pas toujours des économies d’énergie liées aux rénovations. Celles-ci profitent surtout aux locataires.
Heureusement, les technologies actuelles permettent de réaliser une décarbonisation totale. En effet, les efforts visant à réduire l’empreinte carbone des bâtiments canadiens s’accélèrent. Les émissions par mètre carré ont diminué grâce à des appareils ménagers plus efficaces, des rénovations et de meilleures normes de construction. Depuis 2000, les immeubles résidentiels ont fait plus de progrès que les immeubles commerciaux, soit environ 25 % contre 7 %.
L’élimination progressive des systèmes basés sur les combustibles fossiles en faveur de l’énergie électrique sera un facteur essentiel. De nombreuses régions du Canada utilisent déjà des systèmes de chauffage et d’eau chaude électriques. Ceux-ci peuvent toutefois revenir chers, notamment pour les propriétaires qui les adoptent sans avoir au préalable rénové leurs bâtiments.
Une solution prometteuse est la pompe à chaleur, technologie relativement nouvelle qui déplace la chaleur de l’air extérieur, de l’eau ou du sol pour la transférer à l’intérieur. Ce processus peut également s’exécuter dans l’autre sens. Les pompes à chaleur transforment l’électricité en chaleur beaucoup plus efficacement que les fourneaux ou les chaudières. Grâce aux améliorations technologiques, les services publics devraient devenir moins chers dans les bâtiments dotés d’un solide plan de rénovation.
L’adoption des pompes à chaleur a pâti des coûts élevés et de la méconnaissance de nombreux propriétaires en ce qui concerne cette option. Un autre problème, du moins pour l’instant, est la perte d’efficacité des pompes à chaleur existantes lorsque les températures descendent en dessous de -15 °C. Les habitations des régions les plus froides du pays auront donc besoin de sources de chaleur de secours pour les périodes les plus froides.
Les changements climatiques ont fait ressortir l’avantage des solutions de rechange communautaires, qui pourraient se substituer aux systèmes traditionnels de chauffage et de climatisation sur place. Souvent appelés systèmes d’énergie de quartier, ils distribuent de la chaleur ou de l’air froid à plusieurs endroits à partir d’une source unique. Au centre-ville de Toronto, plus de 180 bâtiments sont reliés à un réseau de climatisation partagé qui exploite les températures glaciales des eaux profondes du lac Ontario. Les systèmes d’énergie de quartier permettent des économies d’échelle, libèrent de l’espace dans les bâtiments reliés et réduisent les émissions. Autrement dit, ils répartissent le coût élevé des systèmes à faible teneur en carbone entre de nombreux utilisateurs, ce qui les rend réalisables pour plus de bâtiments. Ces systèmes sont plus difficiles à intégrer dans les communautés existantes, mais ils pourraient convenir à des endroits qui connaissent une forte croissance démographique.
Coûts pour atteindre l’objectif de 2050
Il revient moins cher d’installer des matériaux d’isolation et des systèmes électriques plus efficaces pendant la phase de construction que pendant la rénovation de maisons existantes. Par exemple, le coût des pompes à chaleur, en l’absence d’autres rénovations, est presque deux fois plus élevé pour les maisons anciennes que pour les nouvelles constructions.
Selon une étude menée conjointement par le Conseil du bâtiment durable du Canada et WSP, les coûts initiaux liés à un plan national d’aménagement zéro émission nette ajouteraient 8 % à la facture de construction moyenne. Cependant, les rénovations se rembourseraient d’elles-mêmes grâce aux économies d’énergie réalisées pendant la durée de vie des bâtiments. L’adoption du programme pourrait s’accélérer si les investissements se rentabilisaient plus rapidement ou si les coûts étaient répartis sur toute la durée de vie de l’équipement (par exemple, en diminuant les tarifs d’électricité pour ceux qui réduisent les émissions).
Le coût annuel supplémentaire pour mener les immeubles résidentiels et commerciaux à zéro émission nette pourrait s’élever à 5,4 milliards de dollars par an.
BrainBox AI s’appuie sur des techniques d’apprentissage profond et des algorithmes pour optimiser les systèmes de climatisation et réduire les déchets énergétiques dans les bâtiments commerciaux. Contrairement aux systèmes de climatisation actuels, qui sont réactifs, sa technologie utilise des données pour prédire les états de température et agir en conséquence. L’entreprise montréalaise s’est taillé une place au palmarès des « meilleures inventions de 2020 » du magazine Time. Sa technologie, dont le cœur est une boîte d’un pied carré, est déjà installée dans des immeubles représentant une superficie de 100 millions de pieds carrés. Le logiciel de BrainBox est unique, mais il a de puissants rivaux dans le domaine des capteurs et de l’automatisation pour le bâtiment, y compris des géants comme Amazon et Google.
Le système de refroidissement par eaux lacustres profondes d’Enwave est le plus grand système de refroidissement géothermique au monde. Il exploite les eaux froides du lac Ontario pour refroidir des bureaux, hôpitaux et autres bâtiments du centre-ville de Toronto. Ce système est également actif en hiver, où il récupère la chaleur non utilisée par les bâtiments pour en faire une chaleur bas carbone. Le système d’Enwave réduit la consommation d’électricité de 90 % par rapport aux sources conventionnelles. Une fois que l’eau a servi au refroidissement, elle est acheminée vers des unités de traitement pour ensuite desservir les robinets et les douches. Enwave devrait bénéficier de la popularité croissante des systèmes d’énergie de quartier. Mais les systèmes de refroidissement comme celui d’Enwave ne sont pas toujours possibles à mettre en place. Ils nécessitent de grandes quantités d’eau puisée en profondeur, et leur construction est coûteuse en capital et en main-d’œuvre.
Pour les Canadiens, le défi zéro émission nette est essentiellement lié aux voitures, aux camions et aux avions dont nous dépendons pour traverser notre vaste pays. Or, nos propres préférences peuvent être aussi puissantes que n’importe quelle technologie. Au cours des dix dernières années, les VUS ont représenté 40 % des immatriculations de véhicules neufs, et les camionnettes, 20 %.
Le transport est le plus grand émetteur de GES au Canada après le secteur pétrolier et gazier. À lui seul, ce secteur a relâché 186 millions de tonnes de GES dans l’atmosphère en 2019. Le transport de passagers génère un peu plus de la moitié de ces émissions, mais selon nos estimations, le pourcentage attribuable au transport de marchandises a augmenté trois fois plus vite depuis 2005.
Même si les Canadiens conduisent davantage et achètent de plus grands véhicules, les émissions liées au transport sont sur une pente descendante. Cette tendance découle en partie de l’augmentation des normes d’efficacité énergétique, et de l’apparition de véhicules électriques et de voitures partiellement électriques appelées hybrides. Les ventes de véhicules électriques représentent une part modeste, mais croissante, du marché. Elles sont principalement stimulées par les subventions gouvernementales et l’enthousiasme des premiers acheteurs.
Nous devons nous efforcer de généraliser les véhicules électriques de tourisme. Les véhicules hybrides et électriques n’ont représenté que 3,5 % des nouvelles immatriculations de véhicules légers l’an dernier. À titre de comparaison, ces mêmes véhicules ont suscité 75 % des nouvelles ventes en Norvège, où ils sont exonérés de droits d’immatriculation, mais aussi des taxes sur la valeur ajoutée et des droits d’importation qui représentent des sommes beaucoup plus élevées. Les décisions politiques, y compris les propositions du gouvernement fédéral visant à interdire les véhicules de tourisme à essence d’ici 2035, encourageront l’adoption de ces véhicules à l’échelle nationale. Pendant ce temps, le Canada devrait bénéficier des importants investissements réalisés par les constructeurs automobiles pour offrir des véhicules électriques plus variés au cours de la prochaine décennie.
Les moteurs électriques alimentés par batterie sont la solution à faible teneur en carbone la plus pratique pour remplacer les moteurs à combustion interne. Cependant, ils fonctionnent mieux dans les véhicules légers qui parcourent de courtes distances et n’ont pas besoin de se recharger fréquemment. Ils sont lourds et inefficaces pour les gros véhicules, et actuellement inenvisageables pour les avions. Les batteries sont un peu plus pratiques pour les gros navires comme les traversiers, mais elles limitent le poids qu’un navire est autorisé à transporter.
Le climat du Canada pose aussi des défis particuliers. Les batteries ont un rendement plus faible dans le froid. Donc pendant les hivers prolongés, les véhicules électriques doivent se recharger plus fréquemment. Le problème ne se pose pas trop pour les déplacements quotidiens, mais plutôt pour les longs voyages et le transport de marchandises sur de longues distances. En fin de compte, nous aurons besoin d’une nouvelle infrastructure et d’un changement de comportement, ainsi que d’une nouvelle chimie dans les batteries.
Les carburants de remplacement, solution provisoire
Selon BloombergNEF, la technologie des batteries continue de progresser et les prix se sont effondrés de 80 % depuis 2013. Pour l’instant, les camions lourds, les navires et les avions devront compter sur les biocarburants pour réduire leurs émissions. Ces carburants, généralement fabriqués à partir de matières végétales et animales appelées biomasse, ont un profil d’émissions qui peut être inférieur de 80 % à celui des combustibles fossiles traditionnels. La plupart des biocarburants ne peuvent remplacer entièrement les combustibles fossiles dans les moteurs existants : ils doivent être mélangés avec certaines quantités de carburant traditionnel pour éviter d’endommager les moteurs. Il existe un type de carburant appelé « carburant d’aviation durable », qui résulte généralement d’un mélange à 50-50 avec du kérosène ordinaire.
Des biocarburants plus avancés sont produits de la même façon que le diesel ordinaire, et peuvent servir de substituts complets. Leur utilisation est encore très limitée, et leur production peut être restreinte puisque ces carburants sont parfois fabriqués à partir d’huiles alimentaires usagées et de résidus de cultures qui ne sont pas toujours disponibles. Si nous faisons pousser un plus grand nombre de plantes pour produire des biocarburants, nous pourrions nous retrouver avec moins de terres pour cultiver de la nourriture. Et selon l’endroit où se trouvent les nouvelles cultures, nous risquons de détruire des puits de carbone stables comme les forêts.
Les piles à combustible à hydrogène, qui alimentent les moteurs électriques grâce à l’énergie transportée dans l’hydrogène liquide, pourraient être utiles au transport lourd dans le futur. Beaucoup espèrent que cette technologie pourra un jour transformer le secteur des transports. Pour le moment, il existe peu d’infrastructure soutenant la technologie en question, les camions ne sont pas encore construits à l’échelle avec ces moteurs, et il reste des problèmes techniques à résoudre.
Quels sont les coûts ?
Le Canada a la capacité de réduire fortement les émissions dans les secteurs où l’électrification est viable, par exemple en accordant des subventions et en investissant dans l’infrastructure pour encourager l’utilisation des véhicules électriques. Ce plan pourrait coûter cher. D’après les modèles de véhicules électriques actuels et la durée moyenne pendant laquelle les Canadiens détiennent des voitures neuves, le gouvernement devrait accorder des subventions d’au moins 300 $ par tonne de GES économisée pour rendre les véhicules électriques aussi abordables que les voitures à essence. Il lui en coûterait environ 20 milliards de dollars annuellement. Les progrès technologiques attendus dans le domaine des batteries, qui représentent près d’un tiers du coût d’un véhicule électrique, contribueront grandement à réduire ce coût. De meilleures infrastructures pourraient aider les gens à transporter des batteries plus petites et moins chères.
Là où l’électrification des transports n’est pas encore viable, les biocarburants pourraient combler l’écart. Toutefois, de nombreuses applications restent coûteuses : le carburant d’aviation durable coûte environ cinq fois plus cher que le kérosène, et son prix pourrait s’élever à 500 $ la tonne. Même si nous pouvions produire suffisamment de carburant d’aviation durable pour chaque vol, les coûts augmenteraient de 50 % pour les compagnies aériennes.
Le gouvernement estime que les efforts actuels feront baisser les émissions liées au transport d’environ 35 mégatonnes. Si les Canadiens investissaient 25 milliards de dollars de plus par an dans les technologies actuelles, 93 mégatonnes supplémentaires pourraient être éliminées des émissions prévues dans les transports en 2030, ce qui nous rapprocherait de l’objectif zéro émission nette Toutefois, nous devrons intensifier nos efforts de recherche et de développement pour trouver de meilleures solutions aux autres problèmes causés par les émissions.
Les camions lourds dépendent des biocarburants pour réduire leurs émissions, car les batteries sont trop lourdes. Grâce à la technologie de charge ultra rapide mise au point par Gbatteries, à Ottawa, les camions pourraient transporter moins de batteries, puisqu’ils rechargeraient leurs batteries aussi vite qu’ils remplissent un réservoir d’essence. De plus, la société affirme que sa technologie évite un problème fréquent lié à la charge rapide : la dégradation de la batterie. Plusieurs entreprises en démarrage, d’Israël à l’Australie, cherchent aussi à introduire des solutions de charge rapide sur le marché. Alors que les concurrents se concentrent sur les nouveaux matériaux et la fabrication de batteries lithium-ion, GBatteries s’appuie sur un algorithme breveté pour la charge rapide.
Li-Cycle de Mississauga, en Ontario, est devenue la plus grande entreprise de recyclage de batteries lithium-ion en Amérique du Nord en seulement cinq ans. La société affirme que son processus de recyclage exclusif permet de récupérer 95 % des métaux essentiels à la fabrication de batteries – ce qui est bien plus que les technologies rivales –, afin d’éviter que ces métaux finissent dans une décharge. Les matériaux peuvent ensuite être réutilisés dans de nouvelles batteries. De plus, le procédé de Li-Cycle ne produit pas d’eaux usées et émet moins de carbone que les méthodes de recyclage conventionnelles. L’un de ses plus grands défis est de se préparer à une adoption généralisée des véhicules électriques.
Les producteurs de pétrole et de gaz ne sont pas les seuls grands émetteurs du Canada. Les moteurs de l’économie (l’exploitation minière et la production de ciment, pour n’en nommer que deux) nécessitent d’énormes quantités de chaleur et d’énergie. Par conséquent, ils émettent beaucoup de dioxyde de carbone. Leur production est essentielle à la vie quotidienne et au bien-être économique du Canada, puisque ces secteurs ont généré 16 % des exportations des cinq dernières années. Certaines parties de ce secteur ont fait d’énormes progrès depuis les années 1990, en partie grâce à des processus de fabrication plus propres. Mais compte tenu de l’accroissement de la demande mondiale de matières à faible teneur en carbone, il sera crucial que ces producteurs réduisent encore plus leurs émissions.
Au cours des dernières années, la stratégie du Canada visant à réduire les émissions de l’industrie lourde s’est concentrée sur divers prélèvements fiscaux comme la taxe carbone, et les augmentations graduelles plutôt que les mesures brutales ont été privilégiées. Les progrès sont lents. L’une des raisons est l’utilisation, par la plupart des entreprises, de combustibles fossiles relativement peu coûteux. Par exemple, il faut environ 900 tonnes d’acier pour fabriquer une éolienne de 5 MW, et la production d’une telle quantité d’acier génère près de 2 400 tonnes d’émissions de CO2. La technologie permettant d’utiliser de l’électricité ou un combustible de substitution dans ce processus serait beaucoup plus coûteuse, voire non viable sur le plan commercial.
De plus, de nombreuses industries génèrent des émissions qui font partie intégrante de la production. Par exemple, la fabrication de l’ammoniac utilisé dans les engrais azotés exige beaucoup d’énergie et génère des gaz à effet de serre lorsque l’hydrogène est extrait du gaz naturel pour être intégré au processus. Dans le cas du ciment, la décomposition du calcaire repose sur une réaction chimique entraînant l’émission de CO2. Ces émissions « inhérentes » au processus sont la raison pour laquelle le captage du carbone sera probablement nécessaire dans certaines circonstances.
Fabrication d’acier vert
L’aciérie traditionnelle consiste à fondre du charbon de haut rang avec du minerai de fer à très haute température dans des fourneaux alimentés aux combustibles fossiles, ce qui génère une grande quantité d’émissions.
Grand défi : comment fabriquer tout l’acier dont nous avons besoin pour les panneaux solaires et les autres technologies vertes en générant le moins d’émissions possible. La course est engagée pour résoudre ce problème dans des pays comme la Suède, où le premier chargement d’acier « vert » a été reçu cet été. Ce projet pilote, de même que d’autres qui se trouvent à différents stades de développement, intègre un processus qui remplace le charbon par de l’hydrogène pendant la première étape de la fabrication de l’acier. Le pouvoir de transformation de l’aciérie verte dépendra en grande partie des prix de l’hydrogène et de l’électricité à faible teneur en carbone dans les décennies à venir.
Selon le gouvernement fédéral, une lente hausse de la tarification des émissions industrielles, accompagnée de subventions en faveur de processus plus propres pendant la prochaine décennie, incitera les entreprises à éliminer seulement 16 mégatonnes de gaz à effet de serre. Or, 77 mégatonnes ont été produites en 2019. Des changements politiques plus marqués et de plus grands investissements seraient nécessaires pour accélérer l’adoption des technologies existantes. Les pompes à chaleur industrielles, par exemple, voire le chauffage électrique régulier, peuvent remplacer les combustibles fossiles dans certaines applications à basse et moyenne température, par exemple dans une partie de la production de papier. Le captage du carbone fonctionne bien pour les gaz d’échappement concentrés, notamment ceux qui émanent des usines d’engrais. Malgré son prix élevé, cette technique peut être appliquée à des processus plus coûteux comme ceux des cimenteries.
Si l’industrie et le gouvernement investissaient 4,4 milliards de dollars de plus par an dans les technologies actuelles, 35 mégatonnes supplémentaires pourraient être éliminées des émissions prévues dans l’industrie lourde en 2030, ce qui nous rapprocherait de l’objectif zéro émission nette.
CarbonCure de Dartmouth, en Nouvelle-Écosse, injecte au béton du CO2 capturé afin d’obtenir un produit plus vert. Sa technologie pourrait aider le secteur du bâtiment, un émetteur important, à atteindre plus rapidement zéro émission nette. La quantité de béton produite selon cette méthode double chaque année. C’est pourquoi CarbonCure a reçu des financements de la part du fonds d’investissement Breakthrough Energy Ventures de Bill Gates, d’Amazon et d’autres investisseurs importants. Les gouvernements et les municipalités sont les principaux acheteurs de béton. La croissance de l’entreprise bénéficierait donc de politiques d’approvisionnement favorables au béton bas carbone.
MineSense Technologies de Vancouver aide les sociétés minières à trouver l’équilibre entre durabilité et la recherche de minerais à haute teneur. Sa technologie ShovelSense, adaptable aux équipements miniers existants, est basée sur des capteurs et un algorithme exclusif qui servent à évaluer le minerai au moment de son extraction, améliorer sa récupération et réduire les déchets. La technologie de MineSense est utilisée dans des mines au Canada, au Chili et au Pérou. La COVID-19 a restreint son accès aux sites miniers des clients, ce qui l’a obligée à se tourner vers les installations technologiques à distance.
Le Canada est un géant agricole qui exporte du blé, de l’orge, des légumineuses et d’autres produits alimentaires dans le monde. Le secteur a généré 2 % du PIB total du Canada et environ 5 % de ses exportations au cours de la dernière décennie, et il emploie plus de 300 000 Canadiens. Il est également responsable de près de 10 % des GES du Canada, soit l’équivalent de 73 mégatonnes. Il ne sera pas facile de les réduire. Les vaches, les porcs et les autres ruminants produisent du méthane lors de leur digestion, de sorte que les gaz qu’ils émettent sont difficiles à capter. Les engrais azotés, largement utilisés, sont nécessaires pour améliorer les rendements, mais représentent une source majeure d’émissions d’oxyde nitreux. Tout comme le méthane, l’oxyde nitreux a un plus grand pouvoir de réchauffement que le CO2.
Alors que la quantité d’énergie utilisée pour produire de la nourriture a chuté par dollar de production, l’augmentation de la production a éclipsé les gains d’efficacité. La quantité d’énergie utilisée dans l’agriculture a augmenté de 30 % entre 2008 et 2018, principalement sous forme de diesel pour la machinerie lourde.
Il est réjouissant de savoir que le Canada soutient la comparaison en ce qui concerne les émissions agricoles. Par exemple, dans le secteur de l’élevage, le pays se classe parmi ceux qui ont la plus faible intensité carbonique, selon l’Organisation de coopération et de développement économiques.
L’inégalité des progrès dans l’agriculture est en partie due au fait que les émissions provenant des animaux et des terres (y compris celles qui sont générées après l’application d’engrais) ne sont pas assujetties à la tarification du carbone. De plus, les agriculteurs sont exemptés de la taxe fédérale sur le diesel utilisé pour alimenter l’équipement. Les exemptions existent avant tout parce que les efforts d’atténuation du carbone feront probablement grimper les prix des aliments. Ainsi, les exportateurs canadiens seront désavantagés par rapport aux partenaires commerciaux mondiaux qui n’appliquent pas une réglementation aussi stricte à l’égard de leurs agriculteurs.
Il pourrait être bon de changer la façon dont nous cultivons, par exemple en utilisant moins d’engrais. Les agriculteurs pourraient être encouragés à planter davantage de cultures de couverture, lesquelles sont semées après la récolte des cultures commerciales pour atténuer le tassement du sol et prévenir l’érosion. Les cultures de couverture peuvent aussi capturer plus de carbone dans le sol et empêcher les résidus d’azote de s’épandre dans l’atmosphère.
La refonte de la production animale et de la gestion du fumier pourrait entraîner les plus grandes réductions. Les installations intérieures pourraient être modifiées en vue de capter du méthane pour le transformer en biogaz. Cette solution pourrait s’appliquer à l’entreposage du fumier, autre source de méthane provenant du bétail. Elle est d’ailleurs déjà employée à petite échelle. De plus, une reproduction plus sélective et des changements dans l’alimentation du bétail pourraient amoindrir quelque peu la quantité de méthane générée par les ruminants.
L’abandon des combustibles fossiles sera également utile. De même que dans les autres bâtiments, les sources de carburant pour chauffer ou rafraîchir les installations agricoles peuvent être remplacées par des pompes à chaleur électriques. L’équipement agricole n’a pas encore été électrifié de manière généralisée, mais les progrès de la technologie des batteries pourraient faire avancer les choses. Les tracteurs électriques font leur entrée sur le marché, mais ce n’est pas encore le cas pour les moissonneuses-batteuses. Dans certains cas, comme pour les séchoirs à grains, l’électricité est plus difficile et plus chère à obtenir avec la technologie actuelle, mais cela reste faisable.
Il est important de se rappeler que tout comme les arbres, les plantes et les sols ont la capacité de stocker le CO2. Si elle est bien gérée, la prolifération des cultures alimentaires en milieu rural (ou urbain) offre donc la possibilité de séquestrer le carbone.
Une meilleure gestion de notre monde naturel pourrait influer sur les changements climatiques de manière tout aussi spectaculaire que le nettoyage des industries utilisant beaucoup de carbone. Une étude récente de Nature United, financée en partie par Techno nature RBC, a révélé qu’une meilleure protection des terres agricoles, forêts, zones humides et prairies du Canada pourrait aider à capturer 78 millions de tonnes de GES par année d’ici 2030, soit environ 10 % des émissions globales actuelles. Une grande partie de l’approche consiste à changer les façons de travailler dans les exploitations agricoles. L’agriculture régénératrice est un ensemble de pratiques agricoles, telles que la plantation de cultures de couverture pour améliorer la qualité des sols, qui tirent parti de la nature pour lutter contre les changements climatiques. Ces techniques visent à accroître la séquestration du carbone dans les sols, et elles présentent des avantages comme une plus grande résistance des exploitations agricoles à la sécheresse. D’autres pratiques, comme la plantation d’arbres entre les cultures et dans les pâturages, sont également prometteuses. Nature United estime que ces efforts pourraient aider à capturer jusqu’à sept mégatonnes d’ici 2030, même s’ils se limitent aux zones où les grandes machines ne sont pas utilisées.
Bien que certaines de ces réductions de GES puissent être réalisées moyennant des coûts relativement faibles, la plupart seront coûteuses et nécessiteront de nouveaux processus et dépenses en immobilisations. Par exemple, le modèle exhaustif des cultures de couverture montre que la moitié de cette réduction coûtera plus de 50 $ la tonne, ce qui dépasse le prix actuel du carbone. Nous estimons que la réduction des émissions du secteur à 43 mégatonnes, comparativement à 73 mégatonnes en 2019, coûtera jusqu’à 2,5 milliards de dollars par année.
SemiosBio Technologies, établie à Vancouver, offre un service d’agriculture de précision. Son réseau sans fil exclusif utilise l’apprentissage automatique et l’intelligence artificielle pour proposer aux agriculteurs une solution de gestion des cultures fondée sur les données. Son réseau d’Internet des objets est le plus important du secteur agricole, avec plus de 120 millions d’acres sous gestion, des États-Unis à l’Australie, en passant par l’Afrique du Sud. La société compte des centaines de concurrents, mais la plupart sont plus petits et se consacrent à un seul aspect de l’agriculture.
Une autre société de Vancouver, Terramera, est en train de mettre au point des outils agronomiques numériques pour appuyer et élargir la transition vers des pratiques agricoles régénératrices. Elle explore également une technologie de télédétection capable de mesurer la teneur en carbone du sol de façon fiable et peu coûteuse. Cette initiative pourrait jeter les bases d’un marché de crédits carbone dans le secteur de l’agriculture. La société a développé une technologie chimique exclusive, Actigate, qui vise à améliorer le rendement des intrants biologiques dans l’agriculture et à réduire l’utilisation des substances synthétiques.
On a exhorté les ménages à passer des voitures à essence et des chaudières au gaz aux véhicules électriques et aux pompes à chaleur. Mais beaucoup n’ont pas les moyens de faire de tels changements. Cependant, ils doivent savoir que les changements comportementaux peuvent aussi avoir un effet substantiel. Par exemple, si les déchets provenant des fruits, des légumes et des restes de nourriture étaient ramenés à des niveaux comparables à ceux de la viande et des produits laitiers, alors les émissions du Canada pourraient baisser de 4 millions de tonnes. En changeant notre façon de nous déplacer et de chauffer ou rafraîchir les espaces, et en utilisant avec parcimonie le ciment et les autres matériaux à forte intensité de carbone, nous réduirions les émissions de 1,7 milliard de tonnes dans le monde d’ici 2030, selon l’Agence internationale de l’énergie. Le total représente plus de 10 % des réductions que nous avons besoin de réaliser pendant cette période.
Le défi est d’amener les gens à changer. Un mode de vie bas carbone est plus coûteux, plus compliqué et moins confortable que le statu quo. Il peut paraître ardu d’amener 40 millions de Canadiens à accepter une vie quotidienne moins confortable. Pourtant, c’est avant tout une question de conception et d’innovation. Les jeunes d’aujourd’hui éclateraient de rire à l’idée de cesser de regarder YouTube parce que leurs parents doivent passer un coup de téléphone. Et télétravailler plusieurs fois par semaine était inconcevable pour les professionnels il y a à peine deux ans. Dans 10 ans, les amateurs de cuisine pourraient convoiter les plaques de cuisson à induction comme ils apprécient actuellement les cuisinières à gaz.
Chaque secteur a un rôle à jouer pour aider les consommateurs à prendre des décisions plus éclairées et plus propres. Voici comment, d’après nous, vous pouvez commencer.
Les entreprises devraient informer les consommateurs de l’incidence de leurs choix sur les émissions. Indiquer les émissions attribuables aux différentes options d’expédition, ou le coût environnemental de l’emballage pourrait influencer les choix des consommateurs.
Étiquetage obligatoire pour les décisions générant de fortes émissions. Pour les transactions immobilières, on pourrait exiger que les vendeurs divulguent les cotes d’efficacité énergétique et les émissions annuelles des habitations, afin que les acheteurs puissent comparer ces dernières en fonction des émissions et des coûts.
Financement moins cher pour les options plus vertes. Le secteur financier innove depuis longtemps de façon à favoriser le changement. La titrisation des prêts ou des prêts hypothécaires destinés à la rénovation de maisons et bureaux afin de les rendre plus écologiques pourrait tirer parti des marchés ESG afin de réduire les coûts, comme cela a été fait pour les prêts hypothécaires à plus grande échelle.
Rendre le transport vert plus agréable. Les métros sombres, les trains bondés et l’absence de pistes cyclables n’encouragent guère les citadins à se départir de leurs voitures. L’ajout de services dans les gares et les véhicules (Wi-Fi et magasinage, par exemple) pourrait accroître le nombre d’usagers. Il en va de même pour la construction d’infrastructures plus sûres : les pistes cyclables de Toronto, en particulier celles qui sécurisent l’accès aux lieux de travail, ont fait attirer beaucoup plus de cyclistes. L’obligation d’offrir un stationnement sécurisé pour les vélos et des bornes de recharge de vélos électriques dans les entreprises et les nouveaux immeubles d’habitation pourrait également être efficace.
Revoir la tarification de l’électricité. Inciter les consommateurs à utiliser moins d’électricité au moment où le coût de production est le plus élevé est la logique qui sous-tend la tarification selon l’heure de consommation dans certaines provinces. Élargir cette pratique à l’échelle nationale serait un bon début. Payer l’industrie pour qu’elle réduise la demande aux heures de pointe pourrait même être plus efficace.
Pendant des décennies, nous avons suivi une approche fragmentaire en matière de réglementation environnementale et de protection du climat. Résultat : les émissions ont augmenté de toute façon. Pour atteindre l’objectif zéro émission nette, nous aurons besoin d’un plan plus audacieux exigeant des changements pour les décennies à venir.
Dans les pages précédentes, nous avons décrit les voies que ce plan pourrait emprunter. Il faudra que tout le monde – propriétaires de maison, exploitants d’entreprises, scientifiques, personnes de métier qualifiées, enseignants, urbanistes – se penche sur la question. Mais en conclusion, nous aimerions nous concentrer sur le rôle que peuvent jouer les politiques publiques, avec huit idées pour amorcer le changement :
Une politique nationale d’électrification
Des incitatifs du gouvernement fédéral seront nécessaires pour améliorer les liaisons entre les réseaux provinciaux, harmoniser les réglementations et parvenir à une tarification cohérente. L’objectif est de doubler la production au cours des 30 prochaines années. Produire plus d’électricité propre demandera des choix difficiles, même avec une hausse du prix du carbone. Il nous faudra peut-être beaucoup plus d’énergie hydroélectrique et de lignes de transport pour l’acheminer vers les grands centres. Les solutions basées sur le nucléaire doivent rester sur la table. Et nous aurons besoin de capturer le carbone émis par les centrales au gaz, même si les solutions renouvelables et les batteries sont produites à une échelle commerciale. Ce qui sera essentiel : une plus grande coopération interprovinciale.
Une stratégie nationale pour les compétences vertes
L’innovation propre est vouée à l’échec si nous manquons d’ingénieurs pour déployer des systèmes de capture du carbone, ou d’entrepreneurs pour installer des pompes à chaleur. L’objectif est d’inculquer des compétences en écologie à 200 000 nouveaux travailleurs et de recycler 100 000 travailleurs actuels d’ici 2030. Une subvention fédérale pour emplois verts faciliterait le recyclage des employés actuels et les programmes provinciaux pourraient favoriser les changements de carrière. Les enseignants auront besoin de contenus de cours sur les technologies climatiques et sur les nouvelles compétences « vertes » destinées à la main-d’œuvre de demain. Et les agriculteurs devront améliorer leur capacité à mesurer la capacité des sols à stocker le carbone provenant de l’atmosphère.
Engagement à long terme en faveur de la tarification du carbone
Le gouvernement fédéral, les provinces et les grandes entreprises devraient réaffirmer l’intention du Canada d’augmenter le prix national du carbone d’ici 2030, afin de montrer au monde que cette question est aussi une priorité pour les Canadiens. Ottawa devrait également allouer une part importante (et clairement définie) des recettes publiques au développement et à l’adoption de technologies, et étudier l’incidence économique et la suffisance du prix à mesure qu’il augmente à 170 $ la tonne. Les groupes commerciaux et environnementaux doivent aider les gouvernements à aller de l’avant d’une manière qui profite à toutes les régions.
S’appuyer sur l’action climatique pour renforcer le commerce avec les États-Unis
Le Canada devrait engager des discussions bilatérales avec les États-Unis sur la politique climatique, en mettant l’accent sur les chaînes d’approvisionnement stratégiques, les produits énergétiques et les technologies de réduction des émissions. Les deux gouvernements devraient étudier la possibilité d’ajustements à la frontière pour le carbone qui seraient appliqués aux marchandises faisant l’objet de nombreux échanges commerciaux. Ils s’assureraient ainsi que les produits nord-américains ne sont pas désavantagés par les prix explicites ou implicites du carbone. D’une importance particulière : sécuriser la place du Canada dans la chaîne d’approvisionnement en VE, qui connaît une rapide croissance, en mettant l’accent sur la technologie des batteries et les minéraux essentiels. Une collaboration avec les États-Unis dans le domaine de la recherche peut aussi aider.
Une stratégie industrielle pour la capture, l’utilisation et le stockage du carbone
Le gouvernement fédéral et les principales provinces responsables des émissions industrielles devraient convenir d’un nouveau cadre pour le CUSC – essentiellement des technologies destinées à capturer les émissions pour les stocker dans le sol ou dans de nouveaux produits – comprenant des subventions à la recherche, des crédits d’impôt à long terme pour le stockage de carbone, et de nouvelles approches d’investissement public-privé. Problèmes critiques : droits clairs en matière de stockage géologique, permis pour les pipelines de CO2 et règlements souples, assortis d’échéances. Fait important, les communautés autochtones doivent jouer un rôle de premier plan dans ce prochain chapitre de l’énergie canadienne.
Plan d’action national en matière d’agriculture durable
Les émissions agricoles sont inhérentes à notre système alimentaire. Nous aurons besoin d’engrais azotés tant que nous cultiverons, et nous produirons du méthane tant que nous élèverons des bovins et des porcins. Il existe des moyens de réduire les émissions par rapport aux niveaux actuels sans pour autant faire baisser la production alimentaire. Cependant, fixer un prix pour les émissions agricoles peut entraîner une hausse inacceptable des coûts alimentaires. Une meilleure option : permettre la séquestration naturelle dans les exploitations agricoles – à partir de cultures de couverture et d’arbres, par exemple – afin de produire des crédits de carbone commercialisables. Pour y parvenir, les agriculteurs ont besoin d’un plus grand nombre d’équipements de surveillance des sols, de systèmes de données et de formations.
Priorité aux véhicules électriques (VE)
Les VE seront des gagnants évidents dans la transition, mais à moins que les coûts ne diminuent rapidement, leur adoption pourrait ne pas être assez rapide pour marquer une grande différence. Les avantages des véhicules électriques sont actuellement contrebalancés par l’anxiété liée à l’autonomie, le manque de bornes de recharge et les risques associés à un climat froid. Il sera utile de développer l’infrastructure et de prendre des engagements en faveur des véhicules électriques, ce qui comprend la proposition d’Ottawa de permettre uniquement la vente de véhicules à zéro émission d’ici 2035. Du côté de la production, le Canada peut faire davantage pour soutenir les chaînes d’approvisionnement nord-américaines en batteries, par exemple en investissant dans la capacité de raffinage et dans la fabrication de batteries au pays.
Une adaptation rapide
Le plan du Canada visant à rénover davantage de maisons doit être accéléré de toute urgence. Un bon début : programmes pour aider les propriétaires à gérer le processus perturbateur de recâblage ou de modernisation de leur maison. Des codes de construction zéro émission nette peuvent éviter d’avoir à rénover des constructions récentes. D’autres politiques, qui incluent le financement, peuvent aider les propriétaires à s’attaquer collectivement à de grands projets. Une stratégie nationale de rénovation pourrait également promouvoir les services d’aménagement collectif et soutenir les communautés qui veulent repenser complètement leur mode de chauffage, en prévoyant par exemple des modèles géothermiques centralisés. Besoin : rénover 4,5 millions de logements d’ici 2030.
Conclusion
Ce rapport fait valoir nos arguments en faveur d’une action climatique accélérée, avec des objectifs clairs et des occasions intéressantes. Malgré les défis, et peut-être un départ tardif, l’objectif zéro émission nette est à portée de main.
Pour y parvenir, nous devrons élargir notre approche en matière de mobilisation de capitaux et de souplesse réglementaire. Nous devrons imaginer de nouvelles façons d’évaluer les occasions, et investir dans ces occasions en exploitant le capital public et privé, en coordonnant les autorités fédérales et provinciales et en veillant à ce que les communautés autochtones jouent un rôle prédominant.
Les Canadiens veulent une réponse plus rapide et plus efficace au défi climatique, et les innovateurs canadiens ont prouvé qu’ils peuvent offrir des
John Stackhouse, premier vice-président
Colin Guldimann, économiste
Ben Richardson, associé, Recherche
Steven Frank, consultant en rédaction
Darren Chow, premier directeur, Médias numériques
Carolyn King, première directrice de la rédaction
Farhad Panahov, associé, Recherche
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L’Asie, par contre, aura plus de mal à s’affranchir du gaz naturel. Le Japon – l’un des plus grands importateurs de GNL – s’inquiète de sa dépendance à l’égard de la Russie et du Moyen-Orient, mais aussi des nouveaux quotas d’exportation proposés par l’Australie, important fournisseur. Aussi le Japon va-t-il encourager les autres membres du G7 à développer également les autres filières (nucléaire et hydrogène).
Le GNL demeure aussi un combustible essentiel en Chine, en Inde et dans d’autres pays très peuplés d’Asie du Sud et du Sud-Est, qui cherchent à répondre à la demande croissante en énergie tout en diminuant leur forte dépendance à l’égard du charbon, afin de remplir leurs engagements en matière de climat. D’après les hypothèses de base de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la Chine, l’Inde et l’Asie du Sud-Est vont voir la demande en gaz augmenter d’environ 44 % d’ici 2050. Sachant que la production locale (avec gazoducs à la clé) décline, les producteurs de GNL pourraient se tailler la part du lion.
L’industrie gazière n’a pas le vent en poupe pour autant. Refroidis par la hausse récente du prix du GNL (multiplié par cinq l’an dernier), beaucoup de pays asiatiques ont augmenté leur consommation de charbon et d’autres se sont tournés vers les sources d’énergie renouvelables ; cette transition s’accélère fortement en Asie. L’essor des sources non émettrices y prendra peut-être du temps, mais elles représentent toujours une épée de Damoclès à long terme pour les producteurs de gaz.
