Shaz Merwat Archives

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

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

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

Le capital d’État alimente la puissance manufacturière chinoise dans les technologies propres. Coût moyen pondéré du capital.

Surcapacité mondiale dans les principales technologies propres. De nombreux segments des technologies propres font face à une offre excédentaire.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Principales constatations

Au Canada, les programmes de garantie de prêts pour les Autochtones ont totalisé 1,8 milliard de dollars sur 26 opérations¹. Même si leur taux d’utilisation reste faible (11 %²), c’est un début prometteur, qui reflète la complexité de ces opérations et un contexte macroéconomique difficile.

La principale lacune réside dans le processus initial, et non dans la phase finale. Les programmes de garantie entrent en vigueur au moment de la clôture financière. De nombreux projets désormais au cœur du programme économique du Canada nécessitent la participation des Autochtones bien avant ce stade – avant que la viabilité commerciale soit établie et bien avant qu’une communauté puisse présenter sa liste de conditions.

Les programmes actuels conviennent mieux aux actifs générateurs de rendement provenant d’un contrat. Plus de 80 % des opérations sur capitaux propres autochtones antérieures ont été effectuées dans le secteur de l’énergie et des services publics³, souvent des opérations de moindre envergure soutenues par un processus d’approvisionnement exclusif à l’échelle provinciale (p. ex., les projets énergétiques en Ontario).

La prochaine vague de projets au Canada présente un profil de risque qui n’a jamais été pris en compte dans la conception de ces programmes. Cela inclut le gaz naturel liquéfié (GNL) exigeant en investissements, l’exploitation minière à risque élevé et les projets inédits, comme la capture de carbone et les petits réacteurs modulaires.

Seules les communautés expérimentées sont en mesure de profiter pleinement de ces programmes. Les communautés de niveau intermédiaire, moins préparées à conclure ces opérations, demeurent structurellement sous-représentées. La conception actuelle des programmes ne fait que renforcer cet écart.

La participation n’est pas nécessairement synonyme de consentement. Le consentement préalable, donné librement et en connaissance de cause (CPLCC) est un processus de prise de décision éclairée et volontaire ; la participation est une structure financière.

Deux entités souveraines, une seule économie

Le Canada opère actuellement une importante réorientation économique. La guerre commerciale avec les États-Unis, l’émergence de nouveaux partenaires stratégiques, les exigences de transition énergétique et le regain d’intérêt pour la souveraineté et la sécurité ont fait naître un consensus politique sur la nécessité pour le pays de se développer, et de le faire rapidement. Le gouvernement fédéral s’est fixé pour objectif d’augmenter de 300 milliards de dollars le volume des échanges commerciaux hors États-Unis au cours de la prochaine décennie⁴. Le Bureau des grands projets a soumis 17 projets d’une valeur de 126 milliards de dollars en vue d’une approbation accélérée⁵. L’ensemble des programmes de garantie de prêts aux niveaux fédéral et provincial disposent désormais d’une enveloppe de plus de 17 milliards de dollars pour soutenir la participation des Autochtones au capital⁶. De plus, les marchés des capitaux ont largement admis qu’un partenariat significatif avec les Autochtones n’est pas une simple case à cocher sur le plan réglementaire, mais bien une condition de la viabilité d’un projet.

Il s’agit là de réels progrès. Toutefois, ils reposent sur une hypothèse commune qui mérite d’être examinée : les outils, les échéanciers et les structures mis en place autour du programme des grands projets du Canada sont conçus pour des communautés que l’on sollicite pour participer. Cette hypothèse n’est pas fausse, mais elle n’est pas toujours exacte non plus.

Les communautés autochtones ne sont pas des participants passifs qui attendent d’être mobilisés pour s’inscrire dans le programme économique du Canada. Ce sont des entités souveraines qui ont leurs propres priorités économiques, leurs propres définitions de ce qu’est un investissement attrayant et leurs propres échéanciers pour accroître la capacité institutionnelle requise pour les opérations complexes. Les communautés souhaitent généralement détenir une participation dans les projets qui leur sont directement utiles, à savoir des actifs qui procurent des avantages tangibles et directs à leurs membres, et dont elles se sentent véritablement propriétaires.

Les communautés sont désireuses de détenir une part d’un pipeline ou d’un terminal de GNL. Mais la nature de ce type de propriété importe : une participation financière dans un grand projet d’infrastructure (et peut-être lointain) n’est pas nécessairement la même chose que de détenir des actifs proches et pertinents pour la communauté. L’équilibre entre l’actif, la communauté et la nature de la participation est important, et c’est un équilibre qui n’a pas nécessairement été pris en compte lors de la conception de la liste des projets nationaux du Canada.

C’est là tout le défi qui se pose en matière de participation économique des Autochtones. Un défi qui doit répondre à deux formes légitimes de développement national – l’impératif du Canada de diversifier son économie et de se développer à grande échelle, et l’impératif des communautés autochtones de participer de manière à servir au mieux les intérêts de leurs populations –, qui se recoupent, mais ne coïncident pas toujours. Étant donné que la majorité des projets identifiés se déroulent sur des terres autochtones ou à proximité de celles-ci⁷, trouver le juste équilibre entre ces deux impératifs est un facteur déterminant pour savoir si le Canada sera en mesure de se développer au cours de la prochaine décennie.

Garanties de prêts aux Autochtones : un premier regard

Lorsque les programmes de garantie de prêts ont été annoncés, ils ont suscité un véritable enthousiasme et une ambition sincère. À lui seul, le programme fédéral dispose d’une enveloppe de 10 milliards de dollars⁸. Les programmes provinciaux en Alberta, en Ontario, en Saskatchewan, au Manitoba et en Colombie-Britannique ajoutent 7 milliards de dollars supplémentaires à cette enveloppe⁹. Ensemble, ces programmes répondent à un besoin auquel le Canada n’avait jamais répondu à une telle échelle auparavant : un mécanisme systématique permettant aux communautés autochtones d’accéder à des capitaux pour prendre des participations dans de grands projets liés aux ressources et à l’énergie.

Si l’on examine les taux d’utilisation de façon isolée, ceux-ci semblent modestes. À ce jour, 26 opérations ont été conclues dans le cadre de quatre programmes de garantie, pour un total d’environ 1,8 milliard de dollars, soit environ 11 % de l’enveloppe de tous les programmes réunis. L’Ontario arrive en tête en nombre d’opérations : 13 opérations d’une valeur de 563 millions de dollars depuis 2009¹⁰. L’Alberta mène le bal en termes de valeur monétaire : 9 opérations totalisant 749 millions de dollars depuis 2019¹¹. Le programme fédéral, qui dispose de la plus grosse enveloppe (10 milliards de dollars), a conclu deux opérations : une garantie de 400 millions de dollars sur un projet de pipeline de 740 millions de dollars couvrant 12,5 % du réseau de gazoducs Westcoast d’Enbridge à travers 38 Premières Nations en Colombie-Britannique, et une deuxième opération permettant d’acquérir une participation de 20 % dans la ligne de transport d’électricité entre Chatham et Lakeshore d’Hydro One (montant non divulgué)¹². La Saskatchewan a conclu deux accords d’une valeur de 107 millions de dollars¹³. Le Manitoba a également lancé un programme.

Le taux d’utilisation mérite toutefois d’être replacé dans son contexte avant de susciter des critiques. Ces programmes en sont encore à leurs débuts et les opérations dans le secteur des ressources sont complexes. En effet, elles nécessitent de regrouper de nombreuses communautés, la rentabilité des projets évolue constamment, le leadership change et il faut prendre le temps d’établir un climat de confiance, chose qu’aucun instrument gouvernemental ne peut accélérer. Le contexte macroéconomique actuel a encore aggravé la situation : guerre commerciale avec les États-Unis, incertitude sur les droits de douane, hausse des taux d’intérêt et volatilité des prix des produits de base.

Ce contexte est important, car il met en lumière un aspect essentiel de ce que sont les garanties de prêt et de ce qu’elles ne sont pas. Une garantie n’est ni une subvention, ni un financement direct, ni de l’argent gratuit. C’est un mécanisme qui permet d’obtenir des prêts dans un premier temps, tout en réduisant le coût du capital d’environ 50 à 150 points de base (selon des données empiriques), ce qui est significatif quand on sait que les communautés autochtones empruntent généralement la totalité du prix d’acquisition pour prendre une participation.

À ce titre, les projets sont souvent des actifs générateurs de rendement, comme les projets d’énergie et de services publics, les lignes de transport d’énergie et les pipelines. Les projets offrant des flux de trésorerie provenant de contrat, un service de la dette prévisible et une exposition limitée aux produits de base présentent un risque de défaillance plus gérable et protègent l’argent des contribuables. Ces actifs conviennent également bien aux communautés : des versements uniformes et stables permettent de couvrir l’intégralité du financement par emprunt sans exposer les communautés à une volatilité impossible à gérer.

Mais que se passe-t-il lorsque le profil de risque des projets change ? Le GPL est beaucoup plus exigeant en investissements. Les minéraux critiques sont davantage exposés aux produits de base et ne sont généralement pas assortis d’une entente d’écoulement. La capture de carbone, l’hydrogène et les petits réacteurs modulaires sont encore des technologies émergentes ou inédites. Ce profil de risque contraste fortement avec les opérations conclues jusqu’à maintenant.

Selon les données de l’Indigenous Energy Monitor (IEM), la valeur médiane d’un projet détenu par des Autochtones s’élève à environ 175 millions de dollars, et seuls 15 % des projets dépassent le seuil du milliard de dollars. Le portefeuille du Bureau des grands projets (BGP) se situe dans une tout autre catégorie, et son profil de risque dépasse largement ce qu’une garantie de prêt est censée couvrir.

Les garanties de prêt sont, par nature, un instrument de dernier recours : elles prennent effet lorsqu’une opération est viable sur le plan commercial et qu’une communauté est prête à conclure l’opération. Cependant, bon nombre des futurs projets du Canada liés aux ressources pourraient exiger que les communautés autochtones participent beaucoup plus tôt dans le cycle de développement, avant que la viabilité commerciale ne soit établie et bien avant qu’elles puissent présenter une liste de conditions.

Cela peut créer un décalage temporel : les programmes s’activent trop tard, alors que les communautés pourraient avoir besoin d’un soutien dès le début. Ce problème en début de processus est sans doute la lacune la plus importante de la structure actuelle.

Cinq défis que la structure actuelle n’a pas résolus

Dans l’ensemble de l’écosystème (programmes, institutions financières, promoteurs et collectivités), cinq défis structurels persistent, qu’aucun instrument, garantie de prêt ou autre, n’a résolus, et qui sont pourtant probablement indispensables pour la prochaine génération de projets canadiens.

1. Le fossé bancaire

Selon le sondage de la Banque du Canada sur les entreprises autochtones, seules 8 % des entreprises autochtones ont recours à des prêts institutionnels comme principale source de financement, contre 31 % des petites entreprises non autochtones. De même, les taux d’approbation des prêts s’élèvent respectivement à 58 % et 90 %. Cela reste un obstacle structurel.

Les institutions financières apprennent encore comment opérer dans ce domaine. Les opérations sont encore traitées au cas par cas plutôt que selon des grilles standardisées. Les normes de syndication sont toujours en cours d’établissement. Les banques ne tiennent pas encore pleinement compte de la solidité des garanties fédérales et provinciales dans les taux qu’elles offrent aux emprunteurs autochtones. Dans certaines opérations, on trouve encore des écarts de 50 points de base (selon des données empiriques), même en présence de garanties de prêts.

Ce problème est particulièrement marqué pour les prêts de 5 à 100 millions de dollars, qui sont généralement sans recours, alors que les opérations du marché intermédiaire commercial disposent d’un droit de recours. La structure des taux aggrave souvent cette situation : les prêts à terme à taux fixe prescrits peuvent entraîner des charges d’intérêt importantes pour les communautés qui sont entièrement financées. Des structures plus souples, comprenant des taux flottants ou des périodes de réinitialisation plus courtes, pourraient considérablement améliorer l’accessibilité financière.

2. Le problème d’accès

Les communautés qui recourent le plus activement aux programmes de garantie sont généralement celles qui ont déjà une expérience en la matière : des structures d’investissement bien établies, une capacité juridique et des relations existantes avec des prêteurs. Ces communautés font régulièrement appel à ces programmes. Les communautés moins expérimentées, dont les capacités institutionnelles sont limitées, sont souvent laissées pour compte. Même lorsque des capitaux sont injectés, de nombreuses communautés ne disposent pas des structures de gouvernance internes nécessaires pour les gérer efficacement. Par conséquent, les responsables de programmes ont déployé des efforts considérables pour intégrer les communautés moins expérimentées par le biais de structures de consortiums, dans le but de pallier ces défis structurels. Même dans ce cas, le manque d’accès à des occasions ou à des actifs attractifs reste un facteur clé.

De nombreuses collectivités autochtones dépendent des transferts fédéraux et provinciaux pour financer leurs services de base comme le logement, l’éducation et les soins de santé. Toutefois, une préoccupation persiste à ce sujet : que ces dotations soient, à terme, revues à la baisse si les communautés génèrent leurs propres revenus grâce à une participation. Ce risque est particulièrement tangible avant la génération de revenus, car les revenus issus d’un investissement en capital peuvent ne pas être versés avant plusieurs années (phase de construction). Ce risque constitue un véritable frein à la participation.

Plus important encore, l’article 89(1) de la Loi sur les Indiens protège les biens immobiliers et mobiliers d’une Première Nation ou d’une bande situés sur une réserve contre toute saisie ou toute autre mesure d’exécution par des créanciers non autochtones, rendant ces actifs largement indisponibles en tant que garanties conventionnelles. Aucun programme de garantie de prêts, de par sa conception même, ne peut modifier cette contrainte fondamentale ; au contraire, les garanties existent précisément à cause d’elle et façonnent chaque aspect de la manière dont les communautés interagissent avec les marchés financiers.

3. Le déséquilibre d’échelle

Les programmes sont confrontés à un problème structurel aussi bien pour les plus petits projets que pour les projets de très grande envergure. À la base de l’échelle, les opérations inférieures à 25 millions de dollars ne sont pas rentables. Les frais juridiques et de structure absorbent une part disproportionnée des bénéfices lorsque les montants en jeu sont modestes. Pourtant, une part non négligeable des projets détenus par des Autochtones se situe dans cette fourchette. La structure actuelle des programmes ne permet pas de les servir « efficacement ».

Pour les opérations de plus grande envergure, les engagements en capital et les tolérances au risque dépassent clairement la capacité des structures de garantie actuelles. Le projet de gazoduc de Coastal GasLink illustre parfaitement cette situation : une participation de 10 % a été proposée à 16 communautés autochtones en mars 2022, le gazoduc a été mis en service en novembre 2024, mais l’opération n’est toujours pas clôturée. Cela reflète la complexité inhérente à la gestion de grands consortiums de communautés sur plusieurs années, au cours desquelles l’économie des projets, le leadership et les conditions des ententes évoluent.

4. Le décalage géographique et sectoriel

Ces derniers temps, les programmes de garantie ont été particulièrement actifs dans l’Ouest canadien, où des infrastructures bien établies, des cadres réglementaires éprouvés et des communautés expérimentées ont créé des conditions idéales pour la conclusion d’opérations. En revanche, dans le nord et le nord-est du Canada, où se situent de nombreux projets liés aux minéraux critiques, tels que le lithium, le nickel et le graphite, les communautés sont souvent novices en matière de participation à des projets d’envergure, sont plus éloignées des infrastructures existantes des programmes et opèrent sans les relations commerciales dont bénéficient les communautés de l’Ouest depuis des décennies.

Des 546 projets détenus par des Autochtones suivis par IEM, seuls 13 concernent l’exploitation minière et les minéraux, et ce, même si les minéraux critiques sont une priorité nationale¹⁴. La forme de participation autochtone historiquement privilégiée dans le secteur minier a été celle des redevances et des ententes de partage des revenus – des structures que les communautés ont réussi à négocier, mais qui ne sont pas prises en compte dans les données sur la participation au capital et ne sont pas soutenues par des programmes de garantie.

Les projets énergétiques dominent, suivis par le secteur intermédiaire de l'énergie

La carte provinciale est également incomplète. L’Alberta, l’Ontario, la Saskatchewan, le Manitoba et la Colombie-Britannique offrent des programmes de grande envergure, mais on constate un manque de participation significative dans les autres provinces. Cela accentue le fossé géographique et sectoriel. En général, le soutien provincial est souvent plus rapide, reflète mieux les priorités régionales en matière de ressources et permet une meilleure coordination entre les gouvernements, les promoteurs et les collectivités locales quant à l’« acceptabilité » des projets souhaités – des avantages clés qui sont beaucoup plus difficiles à reproduire à l’échelle nationale.

5. La participation n’est pas toujours synonyme de consentement

Les marchés des capitaux traditionnels semblent de plus en plus considérer la participation des Autochtones comme une mesure par défaut de réconciliation significative et comme un indicateur de consentement aux projets. Pourtant, le consentement préalable, donné librement et en connaissance de cause (CPLCC) est un processus de prise de décision éclairée et volontaire, tandis que la participation est une structure financière. Confondre les deux peut créer une pression contre-productive sur les communautés : le sentiment qu’accepter une participation au capital revient à consentir au projet, ou que refuser cette participation revient à renoncer à une place à la table des négociations.

Certaines communautés préfèrent véritablement les redevances, le partage des revenus ou la sous-traitance comme formes de participation économique, ce qui leur évite d’assumer le risque lié aux projets ou de rembourser la dette. Il s’agit là de structures légitimes qui ont fait leurs preuves dans le contexte canadien et qui méritent d’être traitées comme telles. Pour les projets à risque élevé, comme l’exploitation minière en amont ou les projets inédits, la participation au capital n’est probablement pas la forme la plus appropriée pour prendre part à un projet (à l’exception de la possibilité d’investir dans l’infrastructure d’habilitation entourant le projet). Les partenariats de participation sont davantage considérés comme un signe de confiance que comme une condition préalable à celle-ci. En effet, les communautés qui entretiennent des relations de confiance avec les promoteurs agissent rapidement.

Le Canada : un cas à part

Aucun pays similaire n’a mis en place un cadre systématique pour la participation des Autochtones aux grands projets liés aux ressources et à l’énergie comme l’a fait le Canada.

Les États-Unis ont mis en place le « Tribal Energy Financing Program » (programme de financement énergétique tribal) du ministère de l’Énergie, qui est doté d’une enveloppe de 20 milliards de dollars américains destinés soit à des prêts directs, soit à des garanties de prêts partielles¹⁵. Une seule opération a été conclue à ce jour¹⁶. Par la suite, des lois ont annulé la plupart des financements non engagés dans le cadre de l’Inflation Reduction Act (IRA – loi sur la réduction de l’inflation), limitant considérablement l’enveloppe disponible.

L’Australie dispose d’un système de partage des redevances par le biais de l’Aboriginals Benefit Account (compte des prestations des Autochtones) et d’Aboriginal Investment NT, qui ont reçu une dotation de 680 millions de dollars à leur création¹⁷. Il n’existe aucune garantie de prêts soutenue par le gouvernement pour la participation des Autochtones dans des projets individuels. Il convient de noter que plus de 57 % des mines de minéraux critiques en exploitation se trouvent sur des terres où les Australiens autochtones détiennent des droits fonciers ancestraux, mais la participation dans ces projets reste limitée¹⁸.

Les Maoris et les Iwi de Nouvelle-Zélande ont constitué des portefeuilles d’investissement diversifiés grâce aux accords conclus dans le cadre du Traité de Waitangi, et certains Iwi participent désormais à des coentreprises d’infrastructure à grande échelle avec des partenaires institutionnels. Cette capacité institutionnelle s’est construite au fil de trente années de capitalisation des fonds issus des accords de règlement et de développement de la gouvernance.

La combinaison de programmes de garantie fédéraux et provinciaux au Canada, complétée par un soutien financier ciblé de la Banque de l’infrastructure du Canada, du Fonds de croissance du Canada et de l’Administration financière des Premières Nations, représente une approche plus systématique que celle déployée par n’importe lequel de ces pays.

La voie à suivre : améliorer et développer les outils futurs

Les programmes actuels ne sont pas forcément des échecs : ils répondent aux objectifs pour lesquels ils ont été conçus. La question est de savoir si ces objectifs sont suffisants pour gérer l’ampleur, le rythme et le profil de risque de la construction nationale qu’ambitionne le gouvernement fédéral. En effet, l’enveloppe de 300 milliards de dollars prévue va générer une nouvelle vague de projets dont l’intensité en capital et le niveau de risque dépassent la capacité de la structure actuelle.

Un modèle simplifié pour les opérations de moindre envergure (moins de 25 millions de dollars) permettrait d’intégrer les communautés intermédiaires dans le système, sans nécessiter de processus de structuration sur mesure qui absorbent la majeure partie des bénéfices (par exemple, les programmes de prêts agricoles disposent de conditions normalisées, ce qui permet aux banques de traiter plus facilement les petits montants). Les opérations de moindre envergure, mais réalisées en nombre, permettent également de développer un savoir institutionnel, tant du côté des communautés que des prêteurs, sur lequel les opérations plus importantes peuvent s’appuyer.

Les garanties fédérales et provinciales ne sont pas pleinement prises en compte dans les taux offerts aux emprunteurs autochtones, ce qui fait que les projets entièrement financés réduisent considérablement les distributions perçues par une communauté. Si les banques offraient des conditions de prêt adaptées, il serait possible de réduire les charges d’intérêt et d’améliorer les flux de trésorerie.

Les opérations multicommunautaires les plus réussies montrent que les Nations expérimentées peuvent soutenir celles qui le sont moins tout au long du processus, en prenant en charge les coûts liés aux négociations que les petites communautés ne sont pas en mesure de gérer. En formalisant et en affectant des ressources à ce rôle, il serait possible d’étendre les programmes sans exiger de chaque communauté participante qu’elle développe elle-même une capacité transactionnelle complète.

L’investissement dans le renforcement des capacités en amont du cycle de l’opération est sous-exploité. Une formation en littératie financière, une préparation à la gouvernance et un soutien consultatif préalable aux opérations, offerts dans le cadre d’une préparation permanente (plutôt que déclenchés par une opération en cours), permettraient à un plus grand nombre de communautés d’acquérir les capacités suffisantes pour réellement accéder à ces programmes.

Le budget de 2025 permet au Programme canadien de garantie de prêts pour les Autochtones de recourir à de la dette convertible (c.-à-d. engagée à la construction et convertie en capitaux propres dès que les flux de trésorerie commencent), ce qui pourrait devenir l’approche standard pour la participation dans des installations nouvelles. Dans d’autres cas, des solutions de structuration créatives permettant aux promoteurs de prendre en charge les capitaux propres des communautés pendant la construction (les investissements dans la communauté sont souvent des positions entièrement financées) sont à l’étude.

Du côté des mesures incitatives, un crédit d’impôt à l’investissement autochtone pourrait directement améliorer la rentabilité de la participation au capital autochtone pour les promoteurs. Une plus grande flexibilité des comptes fiscaux délaissés pourrait également améliorer la rentabilité des projets ; les communautés autochtones ne paient pas d’impôt sur les sociétés et ne bénéficient donc pas des boucliers fiscaux traditionnels, mais ces avantages pourraient être structurés de manière à profiter à l’entreprise partenaire.

Le fossé le plus important concerne le risque en début de projet. Les garanties de prêts s’activent lorsqu’une opération est viable sur le plan commercial, mais bon nombre des projets nécessitant la participation des communautés autochtones exigent un engagement de capital bien avant ce stade. La difficulté à approuver et à autoriser des projets d’installations nouvelles est parfois due au fait que la participation autochtone intervient trop tard dans le cycle de développement.

Le recours à la dette convertible et aux garanties conditionnelles (financement garanti une fois que les étapes clés du projet sont franchies) constitue une avancée significative pour résoudre le problème de calendrier. Toutefois, pour combler cette lacune, il faudrait peut-être mettre en place un instrument ou un mécanisme dédié permettant d’investir les premiers dollars, absorbant ainsi le risque en début de projet – un risque que les banques et les programmes de garantie ne sont pas conçus pour prendre en charge.

Le rôle du Fonds de croissance du Canada (FCC) dans le domaine des minéraux critiques, qui consiste à fournir du capital souverain patient pour des projets que les marchés seuls ne financeraient pas, offre un modèle potentiel. Il n’existe pas encore de mécanisme comparable axé spécifiquement sur la participation des Autochtones à de grands projets. Cela viendrait encore compléter la structure du capital à paliers existante (financement de la BIC, obligations de l’Administration financière des Premières Nations et capitaux propres du FCC).

Quatre projets historiques impliquant des Autochtones

Stonlasec8 et le pipeline Westcoast | Fédéral | 2025

En juillet 2025, la société Stonlasec8 Indigenous Alliance Limited Partnership, qui représente 38 Premières Nations en Colombie-Britannique, a acquis une participation de 12,5 % dans le réseau de pipeline de gaz naturel Westcoast d’Enbridge, pour une valeur d’environ 736 millions de dollars. Il s’agit de la première garantie de prêt émise par la Corporation de garantie de prêts pour les Autochtones du Canada (CGPAC). La CGPAC a fourni une garantie fédérale de 400 millions de dollars qui a permis au partenariat d’emprunter à un coût considérablement réduit. Le financement était structuré en deux tranches : des obligations garanties de premier rang émises pour un montant notionnel de 400 millions de dollars, avec une échéance de 30 ans et un coupon de 4,517 %, et une émission distincte d’obligations de premier rang non garanties d’une valeur notionnelle de 335 millions de dollars, avec une échéance de 30 ans et un coupon de 5,168 %, démontrant ainsi comment ces deux instruments peuvent coexister au sein d’une même structure de capital. L’instrument à taux fixe a protégé les communautés contre les fluctuations des taux d’intérêt pendant toute la durée de l’investissement – une caractéristique importante pour les collectivités qui sont entièrement financées et qui dépendent de distributions stables.

Clearwater Infrastructure Partnership | Alberta | 2023

En décembre 2023, Wapiscanis Waseskwan Nipiy Limited Partnership, qui représente 12 communautés des Premières Nations et Métis du nord de l’Alberta, a acquis une participation hors exploitation de 85 % dans Clearwater Infrastructure Limited Partnership, pour un total d’environ 172 millions de dollars de dollars, soutenue par une garantie de prêt de 150 millions de dollars. Tamarack Valley Energy a conservé une participation de 15 % avec droits d’exploitation et s’est engagée à conclure des accords à long terme de prise ferme sans possibilités de dédit, fournissant ainsi la stabilité des flux de trésorerie provenant de contrat qui rendait le financement viable. L’engagement au niveau de la direction générale de Tamarack a joué un rôle central dans l’opération. Celle-ci a donné de si bons résultats qu’une extension a été conclue en septembre 2024, ajoutant environ 51 millions de dollars d’actifs supplémentaires dans le secteur intermédiaire et intégrant la nation crie de Bigstone au sein du partenariat.

Wataynikaneyap Power | Ontario | 2024

En décembre 2024, Wataynikaneyap Power (détenue à 51 % par un regroupement de 24 Premières Nations et à 49 % par Fortis Inc.) a terminé la construction et assuré la mise sous tension d’environ 1 800 kilomètres de lignes de transport d’électricité reliant 17 communautés éloignées du nord-ouest de l’Ontario au réseau provincial. Le coût total du projet s’est élevé à 1,9 milliard de dollars, financé par 1,6 milliard de dollars de subvention fédérale et 680 millions de dollars de prêts provenant d’un syndicat composé de cinq banques canadiennes. Les communautés qui dépendaient de la production de diesel pendant des décennies ont désormais accès à une électricité fiable et moins coûteuse. Le projet a remporté de nombreux prix et est largement reconnu comme ayant révolutionné les normes du secteur. Hydro One a par la suite adopté une politique visant à offrir aux Premières Nations jusqu’à 50 % de participation dans les nouveaux projets de transport d’électricité de plus de 100 millions de dollars.

Cedar LNG | Colombie-Britannique | En construction

Cedar LNG est une installation flottante de gaz naturel liquéfié en construction près de Kitimat, en Colombie-Britannique, sur le territoire traditionnel de la Nation Haisla. La Nation Haisla détient une participation majoritaire de 50,1 %, tandis que Pembina Pipeline Corporation détient les 49,9 % restants, ce qui en fait la première installation d’exportation de GNL au monde détenue majoritairement par des Autochtones. Le coût total du projet, évalué à 6 milliards de dollars canadiens, est financé à 60 % par de la dette au niveau des actifs et à 40 % par des fonds propres. La Première Nation Haisla a financé 20 % des fonds par l’entremise de l’Administration financière des Premières Nations en 2026, notamment par l’émission d’une obligation durable (350 millions de dollars avec une échéance de 30 ans et un coupon de 4,7 %) qui a remporté le prix Sustainability Bond of the Year d’Environmental Finance. L’installation sera entièrement alimentée en électricité renouvelable par BC Hydro. La mise en service est prévue pour la fin de 2028. Cedar LNG ne recourt à aucune garantie de prêt.

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Auteur

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

Rédaction

Yadullah Hussain, directeur de rédaction, Leadership avisé RBC
Lavanya Kaleeswaran, directrice générale, Production et numérique, Leadership avisé RBC

Caprice Biasoni, responsable principale, Conception, Leadership avisé RBC

Sauf indication contraire, toutes les données proviennent d’Indigenous Energy Monitor (IEM). Les données d’Indigenous Energy Monitor proviennent du module Indigenous Energy Ownership Tracker (IEOT – suivi de la propriété des Autochtones dans le secteur de l’énergie) d’IEM.

Legal Disclaimer¹

Indigenous Energy Monitor, Alberta Indigenous Opportunities Corporation, La Corporation de garantie de prêts pour les Autochtones du Canada, Programme de financement pour les initiatives autochtones, Saskatchewan Indigenous Investment Finance Corporation

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Indigenous Energy Monitor, Origines RBC

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Indigenous Energy Monitor

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Carney Sets Goal of Doubling Canada’s Non-U.S. Exports by 2035 (Bloomberg)

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Bureau des grands projets, lien

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Indigenous Energy Monitor, Origines RBC

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Bâtir ensemble : comment la réconciliation économique avec les Autochtones peut contribuer à l’essor du Canada

Legal Disclaimer⁸

Changes to the Indigenous Loan Guarantee Program (en anglais seulement)

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Origines RBC

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Indigenous Energy Monitor

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Indigenous Energy Monitor

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Indigenous Energy Monitor

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Indigenous Energy Monitor

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Indigenous Energy Monitor

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U.S. Department of Energy, Office of Indian Energy Policy and Programs (en anglais seulement)

Legal Disclaimer¹⁶

U.S. Government Accountability Office, Tribal Energy Finance: Changes to DOE Loan Program Would Reduce Barriers for Tribes, GAO-25-107441

Legal Disclaimer¹⁷

Aboriginal Investment, Annual Report 2024-2025 (en anglais seulement)

Legal Disclaimer¹⁸

Mapping critical minerals projects and their intersection with Indigenous peoples’ land rights in Australia. John Burton, Deanna Kemp, Rodger Barnes and Joni Parmenter (en anglais seulement)

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

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

Pourquoi le raffinage est-il parti en Chine ?

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

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

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

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

Enjeu environnemental et réponse technologique

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cette voie navigable de 54 kilomètres est le lieu de passage de 20 millions de barils par jour (bpj), soit 20 % de l’offre mondiale de pétrole. Seul le détroit de Malacca, en Asie du Sud-Est, voit circuler plus de pétrole brut.
Près de 93 % des exportations de GNL du Qatar transitent par le détroit, ce qui représente 19 % du commerce mondial de GNL.
Les autres routes d’exportation du Moyen-Orient ont une capacité limitée de 3,5 à 5,5 millions de bpj.

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

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

Le Japon a été le premier pays à annoncer le déblocage de pétrole de ses réserves, dans le cadre de l’action coordonnée de l’Agence internationale de l’énergie, injectant 80 millions de barils sur le marché.
Les États-Unis permettent à l’Inde d’acheter du pétrole russe, à titre provisoire, tandis que New Delhi s’efforce de trouver des substituts aux 2,5 à 2,7 millions de barils par jour que le pays importe de l’Irak, des Émirats arabes unis, de l’Arabie Saoudite et du Koweït.
Les États-Unis autorisent des exemptions aux sanctions sur le pétrole russe depuis au moins 30 jours, ce qui affaiblit le soutien occidental à l’Ukraine dans sa guerre contre la Russie.

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

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

L’indice ayant enregistré la plus forte hausse a été le LNG Japan/Korea Marker (JKM), ce qui met en évidence la dépendance des titres asiatiques à l’égard du détroit.
La crise a éliminé la menace de surabondance de l’offre de GNL, alors que l’Europe et l’Asie Asie cherchent désespérément à s’approvisionner.
Les prix du pétrole sont demeurés instables, oscillant entre 76 $ US et 119 $ US le baril au cours de la dernière semaine.

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

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

La liquidation des actions coréennes et japonaises reflète non seulement le risque lié à l’énergie, mais aussi le rendement de ces marchés, qui était supérieur à la moyenne en cumul annuel avant la crise.
La capacité de la Chine à couvrir l’équivalent de 100 jours d’importation de pétrole, selon les estimations, a protégé son marché boursier d’un recul prononcé.
Les marchés américains et canadiens ont été structurellement avantagés par la réaffectation des actions mondiales.

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

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

Bien que l’Amérique du Nord soit un exportateur net de pétrole brut, la structure mondiale des marchés pétroliers n’a pas épargné l’économie américaine
Selon un récent sondage du Washington Post/CNN, environ sept électeurs américains sur dix sont « très » ou « assez » préoccupés par une hausse des prix du pétrole et de l’essence à cause de la guerre en Iran.
L’augmentation des prix de l’essence serait un évènement significatif pour l’administration américaine, alors qu’elle planifie ses prochaines actions.

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

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

Au Canada, aux États-Unis et dans l’Union européenne, un assouplissement monétaire était attendu pour le reste de l’année, mais cette anticipation s’est renversée en raison de la crainte d’une montée de l’inflation.
Selon Services économiques RBC, un pétrole qui se maintiendrait à 80 $ US pourrait faire grimper l’inflation de 2,2 % à 2,5 % au Canada.
De même, les États-Unis connaîtraient une augmentation de 2,7 % à 3,1 % si le prix se stabilisait à 80 $ US le baril.

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

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

À l’extérieur des États-Unis, la Chine est la principale destination des exportations de pétrole du Canada, et ce chiffre pourrait croître au fur et à mesure de l’amélioration des relations avec Beijing.
Jusqu’à présent, la Corée du Sud est la principale destination du GNL canadien.
À long terme, le Canada pourrait jouer un rôle plus important dans la réduction du risque d’approvisionnement en Asie.

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

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

Selon l’Agence internationale de l’énergie, la production d’environ 8 millions de barils de pétrole brut par jour et de 10 millions de barils de produits liquides par jour au Moyen-Orient est interrompue, tandis que le détroit d’Ormuz est pratiquement au point mort.
Même si les membres de l’Agence internationale de l’énergie comptent injecter 400 millions de barils dans les marchés, la trajectoire des prix dépendra probablement de la capacité des États-Unis à assurer la sécurité dans le détroit d’Ormuz.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5. Ne pas négliger la demande civile

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

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

6. Établir un ordre de priorité parmi les minerais

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

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

7. Coordination réglementaire : un avantage concurrentiel

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

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

Shaz Merwat, Director, Energy Policy, RBC Thought Leadership

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Principaux points à retenir

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

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

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

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

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

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

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

Exploitation du potentiel en minéraux critiques du Canada

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

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

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

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

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

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

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

Points de pression structurels

1. La perte de champions nationaux

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

La mondialisation accélérée du secteur minier canadien

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

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

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

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

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

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

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

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

La nature des gisements aurifères canadiens a favorisé une production efficiente du métal jaune, mais s’est révélée relativement moins propice à l’extraction de minéraux associés — comme le cuivre, le nickel ou le cobalt — à titre de sous-produits. À l’inverse, la prédominance en Australie de gisements de type fer-oxyde-cuivre-or offre un portefeuille de matières premières plus diversifié.
Les procédés de fusion et d’affinage de l’or sont matures et uniformisés tandis que la transformation des minéraux critiques — notamment ceux destinés aux batteries — est orientée vers des usages finaux spécifiques et requiert des procédés complexes d’hydrométallurgie et de conversion chimique.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Comment combler le déficit de financement

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Développer des corridors minéraux autour des principaux gisements canadiens

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cinq leçons tirées du modèle australien

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

Voici en quoi les modèles australien et canadien ont divergé :

1. Des investisseurs d’ancrage ont tracé la voie

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

2. Mécanismes pour gérer les creux de financement

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

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

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

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

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

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

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

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Collaborateurs

Shaz Merwat, responsable principal, Politique énergétique

Yadullah Hussain, directeur de rédaction

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Contributeurs

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

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

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

Voici cinq thèmes qui ressortent du protocole d’accord :

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

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

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

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

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

Ce qui est négligé

La date de la hausse du prix lié au système TIER (Technology Innovation and Emissions Reduction) de l’Alberta, qui passera à 130 $ la tonne, n’est pas précisée. Le seuil de référence fédéral canadien devait être franchi en 2027-2028. Depuis, les prix actuels du système TIER en Alberta ont augmenté pour atteindre de 25 $ à 27 $ la tonne (comparativement à 17 $ et 18 $ la tonne il y a à peine quelques semaines) sous l’effet du sentiment de confiance suscité par le protocole d’accord, selon le bureau de négociation des Solutions des marchés environnementaux de RBC. Structurellement, le marché TIER continue d’être excédentaire.
Le protocole d’accord fait particulièrement référence à l’inclusion de la récupération assistée du pétrole (RAP) dans le cadre de la prolongation des crédits d’impôt fédéraux existants en matière de captage, d’utilisation et de stockage du carbone (CUSC). Les retombées économiques positives découlant de la capacité à monétiser ce flux pétrolier supplémentaire peuvent être considérables. Selon une étude de l’Université de Calgary, certains réservoirs de RAP-CUSC de l’Alberta sont économiquement viables à un prix du carbone de 60 $ la tonne. En comparaison, une étude de la Colorado School of Mines suggère qu’aux États-Unis, l’autorisation de RAP dans le cadre du crédit d’impôt en vertu de l’article 45Q (qui a été conçu pour accélérer le captage, l’utilisation et le stockage du carbone) pourrait procurer un avantage économique supplémentaire se situant entre 95 $ US et 120 $ US par tonne d’équivalent CO₂.
La construction d’un oléoduc de bitume et la construction des projets Nouvelles voies de captage, d’utilisation et de stockage du carbone sont des conditions préalables l’une à l’autre. Toutefois, cette condition préalable dépend de la mise en œuvre des « projets de la première phase de Nouvelles voies » (22 millions de tonnes sur la capacité totale de 50 millions de tonnes de Nouvelles voies). L’on ne sait pas s’il s’agit d’une initiative de captage (12 millions de tonnes) ou de réduction des émissions (10 millions de tonnes).

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

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Énergie. Géopolitique. Commerce international.

Ces trois thèmes étaient au cœur des discussions lors du Global Energy Summit 2025 de l’Université Columbia la semaine dernière. Les droits de douane et les politiques commerciales ont dominé le sommet en raison de leurs répercussions importantes sur l’offre et la demande d’énergie d’Amérique du Nord. Shaz Merwat, responsable principal, Politique énergétique, Institut d’action climatique RBC, y assistait, et revient sur les cinq enjeux qui ont marqué le sommet de cette année.

Les enjeux énergétiques se complexifient

La réorientation des échanges commerciaux dans le but d’atteindre des résultats économiques précis (réduction du déficit commercial, relocalisation de la production) pourrait accentuer les risques liés aux prix en fracturant l’équilibre entre l’offre et la demande de certaines matières premières essentielles. Il est clair que les droits de douane sur l’acier, l’aluminium et, possiblement, le cuivre – tous essentiels aux infrastructures énergétiques – entraînent une différenciation régionale des prix. Comme l’illustre le graphique ci-dessous, les prix de l’aluminium aux États-Unis ont fortement augmenté par rapport aux prix européens, une conséquence directe des droits de douane imposés par l’administration Trump. De manière similaire, l’écart entre les prix de l’acier laminé à chaud du Midwest américain (1 075 $ US/tonne) et ceux du nord de l’Europe (715 $ US/tonne) a augmenté pour atteindre environ 360 $ US/tonne, comparativement à 150 $ US/tonne en début d’année.

Sur le plan géopolitique, les risques s’étendent désormais au-delà du simple risque d’approvisionnement en provenance du Moyen-Orient auquel nous sommes confrontés depuis un demi-siècle. Les sphères d’influence peuvent redéfinir les dynamiques de l’offre et de la demande, en particulier pour le gaz naturel liquéfié et les minéraux critiques. Ces nouvelles restrictions commerciales à motivation politique réduisent la capacité des marchés mondiaux à absorber les chocs au chapitre de l’offre ou de la demande, ces chocs étant désormais de plus en plus délibérés dans un contexte de commerce mondial instrumentalisé (gaz russe, chaînes d’approvisionnement chinoises, marché américain).

Quelle hégémonie énergétique ?

L’administration américaine promettait d’assurer la suprématie énergétique des États-Unis, mais les faits démontrent qu’elle semble avoir fait exactement l’inverse. Au chapitre du pétrole, les stratégies américaines en matière de droits de douane et d’échanges commerciaux ont fait tomber les prix sous les niveaux observés pendant la majorité de la présidence de Joe Biden. Le prix WTI est tombé sous les 60 $ US le baril à deux reprises la semaine dernière. Ce seuil étant considéré comme le point d’équilibre du gaz de schiste américain, les producteurs pourraient bien décider de ralentir leurs activités de forage. Selon S&P Global, un prix de 50 $ US le baril pourrait motiver une chute de 1 million de barils par jour de la production américaine. Pendant ce temps, l’OPEP continue d’augmenter sa production.

Prix du pétrole brut WTI, quatre dernières années

Le désir constant de réduire les fonds alloués aux programmes et projets en vertu de la loi sur la réduction de l’inflation, même les crédits d’impôt considérés comme favorables à l’industrie pétrolière (comme les crédits d’impôt 45Q pour la capture du carbone), fait aussi obstacle au développement des énergies renouvelables aux États-Unis. Enfin, les inquiétudes concernant l’inflation des coûts d’approvisionnement (droits de douane sur l’acier et l’aluminium) et l’incertitude générale relative au marché et à l’économie ont créé des conditions particulièrement difficiles pour l’investissement de capitaux.

Les frictions commerciales liées au climat sont toujours bien présentes

Avec la lente agonie de l’OMC et les droits de douane « réciproques » de Trump, les conditions commerciales préférentielles offertes aux pays en développement (taux de douane « autorisés » plus élevés) disparaissent. Il faut ajouter le climat à la liste des enjeux, car les pays imposent des mesures commerciales liées au climat pour renforcer leur compétitivité économique.

En Europe, le mécanisme d’ajustement au carbone aux frontières (MACF) protège les politiques climatiques intérieures. Aux États-Unis, une taxe sur la pollution aux frontières exploite l’avantage carbone de l’Amérique, notamment vis-à-vis de la Chine. Le Royaume-Uni et l’Australie envisagent de mettre en place leurs propres ajustements carbone aux frontières.

Les politiques intérieures en matière de carbone sans mesure commerciale climatique (comme le MACF) sont presque certainement vouées à l’échec sur le plan politique. Il semble toutefois peu probable que les pays en développement puissent instaurer des prix du carbone s’apparentant à ceux du système d’échange de droits d’émission de carbone de l’Union européenne – au sein duquel le prix du carbone a augmenté au cours des deux dernières décennies – en l’espace de seulement quelques années. Cette situation risque d’accentuer les tensions commerciales liées au climat entre le Nord et le Sud.

Réduction du déficit commercial

Aux yeux de M. Trump, des droits de douane « réciproques » garantissent une relation commerciale équilibrée. Pour les partenaires commerciaux, une relation commerciale équilibrée est à peu près tout ce que l’on peut espérer dans la vision de l’« America First » (l’Amérique d’abord) du président américain. Les partenaires commerciaux seront bien servis s’ils parviennent à faire meilleure place aux exportations américaines de marchandises.

Le gaz naturel liquéfié des États-Unis semble promis à un bel avenir. Selon les prévisions de RBC Marchés des Capitaux présentées ci-dessous, le pays devrait dépasser le Qatar et devenir le plus grand exportateur de GNL au monde d’ici 2030. Pour les grands acheteurs de GNL qui affichent d’importants excédents commerciaux avec les États-Unis (l’Union européenne, le Japon, la Corée, l’Inde), l’augmentation de leurs achats de GNL pourrait constituer une stratégie gagnante.

Le Qatar maintient l'emprise sur le marché, mais les États-Unis prend la part du lion en 2030

Pôles d’IA et flux de données transfrontière

Les pays disposant d’électricité abondante et bon marché sont les mieux positionnés pour se lancer dans la construction de centres informatiques. Il en résultera probablement des « pôles » d’approvisionnement centrés sur la production d’énergie renouvelable, compte tenu des engagements climatiques des entreprises technologiques. Il est de plus en plus évident que le Canada, les États-Unis et le Moyen-Orient deviendront des pôles de déploiement de l’intelligence artificielle américaine.

Mais quelles seront les conséquences pour les flux de données ? Le protectionnisme en matière d’hébergement (colocation) persistera probablement, mais il faudra s’entendre sur les transferts de données transfrontière résultant des capacités informatiques (centres de données à très grande échelle). Ce sujet devrait revenir sur la table lors de la renégociation de l’Accord États-Unis–Mexique–Canada en 2026.

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

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Exception faite de l’énergie, le Canada a un déficit commercial avec les États-Unis. C’est le message principal qu’Ottawa a envoyé à Washington dans un document déposé (ce lien mène à un site web dont le contenu est en anglais seulement) en réponse à la demande de commentaires du représentant américain au Commerce, tandis qu’il évalue les pratiques « injustes » de leurs partenaires commerciaux.

Le président américain Donald Trump a dénoncé l’excédent commercial dont jouit le Canada contre les États-Unis, qu’il qualifie « essentiellement de subvention ». Toutefois, le document de huit pages (ce lien mène à un site web dont le contenu est en anglais seulement) d’Ottawa fait remarquer que l’excédent est principalement attribuable à la préférence des raffineurs américains pour les carburants canadiens abordables et fiables sur lesquels les Américains comptent pour alimenter l’économie américaine.

À l’exception de l’énergie, les États-Unis ont un excédent commercial des marchandises avec le Canada depuis 2007, qui s’est établi à 34,3 milliards de dollars en 2024. Parallèlement, l’excédent commercial des services des États-Unis par rapport au Canada s’est établi à 34,9 milliards de dollars.

Le document déposé prépare le terrain pour une réponse canadienne et tente d’anticiper plusieurs points délicats qui seront vraisemblablement soulevés lors de toute négociation future sur l’Accord Canada-États-Unis-Mexique (ACEUM).

Voici quelques-uns des principaux thèmes et chiffres – et griefs – qui sont ressortis du document du Canada :

Nous sommes votre plus grand client : Le Canada achète plus de biens américains que la Chine, le Japon et l’Allemagne réunis. En 2024, le Canada a été la plus importante destination des exportations de 32 États américains et achète de nombreux produits finis de grande valeur, comme de l’équipement, des véhicules, des produits agricoles et une grande variété de biens de consommation. Quelque huit millions d’emplois aux États-Unis sont liés au commerce avec le Canada.

Le Canada partage les préoccupations des États-Unis au sujet des pratiques commerciales déloyales : Ottawa a imposé des droits de douane de 100 % sur les véhicules électriques chinois et de 25 % sur les produits d’acier et d’aluminium chinois, en plus d’autres droits sur les minéraux critiques chinois, l’équipement renouvelable, etc. – tous ces droits du Canada s’alignent sur plusieurs mesures américaines visant à limiter les produits chinois. Ottawa surveille également les chaînes logistiques d’importation d’acier et a modifié sa Loi sur l’investissement Canada l’an dernier pour tenir compte des risques à la sécurité nationale et continentale.

Il est essentiel de noter que le Canada envisage d’autres mesures pour s’attaquer aux risques à la sécurité économique et aux chaînes logistiques du Canada et de l’Amérique du Nord, pour renforcer les mesures contre les minéraux critiques provenant de territoires qui soulèvent des préoccupations.
Tout aussi important, le Canada a souligné qu’il ne s’agit ni d’un risque de transbordement ni d’une porte dérobée vers le marché américain pour des pratiques commerciales qui pourraient nuire à la sécurité économique collective du continent.

Il ne devrait y avoir aucun différend concernant les produits laitiers : Les exportations américaines de produits laitiers vers le Canada ont grimpé à 1,14 milliard de dollars, comparativement à 728 millions de dollars à l’entrée en vigueur de l’AEUCM. Les États-Unis ont un excédent commercial des produits laitiers avec le Canada, qui a connu une croissance de 45 % depuis 2020. Monsieur Trump a déclaré que les droits de douane de 200 % imposés par le Canada sur les produits laitiers américains sont un « irritant pour le commerce », mais il a omis de dire qu’ils ne s’appliquent que si les contingents tarifaires convenus sur les importations de produits laitiers américains en vertu de l’AEUCM sont atteints ou dépassés. Les négociateurs américains étaient intéressés par l’accès au commerce de détail des produits laitiers pendant les négociations initiales sur l’AEUCM, ce qui pourrait de nouveau être soulevé pendant le processus de renégociation. C’est cependant le système des contingents qui est perçu comme un irritant pour le commerce, ce qui pourrait nécessiter certains compromis de la part du Canada.

La taxe canadienne sur les services numériques n’instaure aucune discrimination : La taxe ne vise pas uniquement les entreprises américaines, mais s’applique également aux entités canadiennes. L’automne dernier, le Canada a engagé un dialogue constructif et substantiel avec ses homologues américains du Commerce dans le cadre du processus de consultation sur le règlement des différends de l’AEUCM. La taxe sur les services numériques a toutefois été un irritant constamment soulevé par les entreprises et le gouvernement des États-Unis, et il est peu probable que cette lettre le règle.

Le point sur la TVA : Un important sujet de discorde soulevé par le président Trump a été la TPS du Canada – une taxe sur la consommation qu’il considère comme un droit de douane. Le mémoire canadien rétablit les faits – il ne s’agit pas d’un droit de douane et elle ne nuit pas indûment aux entreprises américaines.

Mise sur pied d’un forum trilatéral sur la réglementation financière : La première administration Trump avait proposé la création d’un forum Canada-Mexique-États-Unis sur la réglementation financière pour alimenter le dialogue sur l’évolution et la réglementation du secteur financier. Le forum n’a jamais vu le jour, mais le Canada a dit qu’il se réjouissait de l’occasion qui lui était donnée de lancer l’initiative.

Nous avons besoin l’un de l’autre au chapitre de l’acier et de l’aluminium : Le Canada a acheté 37 % des exportations d’acier des États-Unis, soit 5,5 milliards de dollars, et a toujours été une destination d’exportation de premier plan pour l’acier américain depuis les cinquante dernières années. Parallèlement, les fabricants américains qui se fient à l’acier canadien sont intégrés verticalement aux entreprises situées au nord de la frontière pour maintenir leur concurrentialité.

Le secteur américain est également très dépendant des rebus d’aluminium – et plus particulièrement des rebus d’aluminium brut dont le Canada est la principale source.

Le Canada a pris des mesures pour protéger les deux secteurs contre les pratiques commerciales déloyales en imposant des droits de douane sur les importations chinoises et en renforçant son mécanisme de recours commerciaux pour lutter contre le commerce déloyal et le contournement.

Le message global était qu’Ottawa demeure déterminé à promouvoir le commerce équitable et à contrer les pratiques commerciales déloyales et non réciproques d’autres pays afin d’assurer la concurrentialité et la sécurité de l’Amérique du Nord.

Le mémoire indique que la capacité du Canada à prendre des mesures pour lutter contre les pratiques commerciales déloyales d’autres pays est toutefois limitée lorsqu’il est confronté à des mesures commerciales injustes et injustifiées de la part des États-Unis.

Ottawa a indiqué qu’il entend tirer parti de sa présidence du G7 cette année et insister sur la question des pratiques commerciales déloyales avec les pays adhérant aux mêmes idées. Plus près de chez nous dans Charlevoix, les ministres des Affaires étrangères du G7 qui s’y étaient réunis ont publié une déclaration mentionnant les politiques et pratiques non commerciales de la Chine qui entraînent une surcapacité préjudiciable et des distorsions du marché, mais plus circonspecte sur la situation des droits de la personne par rapport aux déclarations antérieures du G7.

Cette année, le G7 sera un forum important sur les questions du commerce, de la sécurité économique et de l’énergie. Le premier ministre Mark Carney invitera le président Zelensky, avec lequel le président Trump est en voie de signer un accord de cessez-le-feu qui pourrait conduire l’Ukraine à céder certains de ses minéraux critiques. Il est utile de rappeler que le Canada figure parmi les nombreux pays qui profitent des mesures de politique économique des États-Unis.

Lisez la réponse complète d’Ottawa ici (ce lien mène à un site web dont le contenu est en anglais seulement).

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

Principales constatations

Deux entités souveraines, une seule économie

Garanties de prêts aux Autochtones : un premier regard

Cinq défis que la structure actuelle n’a pas résolus

1. Le fossé bancaire

2. Le problème d’accès

3. Le déséquilibre d’échelle

4. Le décalage géographique et sectoriel

5. La participation n’est pas toujours synonyme de consentement

Le Canada : un cas à part

La voie à suivre : améliorer et développer les outils futurs

Quatre projets historiques impliquant des Autochtones

Stonlasec8 et le pipeline Westcoast | Fédéral | 2025

Clearwater Infrastructure Partnership | Alberta | 2023

Wataynikaneyap Power | Ontario | 2024

Cedar LNG | Colombie-Britannique | En construction

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Pourquoi le raffinage est-il parti en Chine ?

Enjeu environnemental et réponse technologique

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5. Ne pas négliger la demande civile

6. Établir un ordre de priorité parmi les minerais

7. Coordination réglementaire : un avantage concurrentiel

Principaux points à retenir

Points de pression structurels

1. La perte de champions nationaux

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

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

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

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

Comment combler le déficit de financement

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

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

3. Développer des corridors minéraux autour des principaux gisements canadiens

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

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

Cinq leçons tirées du modèle australien

1. Des investisseurs d’ancrage ont tracé la voie

2. Mécanismes pour gérer les creux de financement

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Les enjeux énergétiques se complexifient

Quelle hégémonie énergétique ?

Les frictions commerciales liées au climat sont toujours bien présentes

Réduction du déficit commercial

Pôles d’IA et flux de données transfrontière