9.1 L’électrification des services énergétiques

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Tous les scénarios menant à la carboneutralité mentionnent deux évolutions qui auront lieu au cours des prochaines décennies : premièrement, le secteur de l’électricité lui-même sera entièrement décarboné; deuxièmement, la demande d’électricité augmentera fortement, en particulier dans les scénarios CN, pour répondre à la demande accrue provenant d’activités autrefois alimentées par les combustibles fossiles. En conséquence, ce secteur devrait connaître une évolution considérable au cours des prochaines décennies. 

9.1.1 Évoluer vers un bouquet énergétique à plus faible teneur en carbone

Actuellement, la production canadienne d’électricité est dominée par les productions hydroélectrique et nucléaire, ce qui fait du Canada l’un des pays de l’OCDE présentant les plus faibles volumes d’émissions de GES par kWh produit. D’ici 2040, la production thermique à partir de combustibles fossiles, qui ne représente aujourd’hui qu’environ 20 % du bouquet énergétique, est réduite de moitié en valeur absolue dans le scénario TC30 et disparaît quasiment dans tous les scénarios menant à la carboneutralité. La principale différence entre les scénarios est le niveau de la demande d’électricité associée à l’électrification de nouveaux secteurs. La demande s’accroît en effet plus rapidement dans les scénarios ayant un calendrier plus serré pour atteindre la carboneutralité, mais une fois celle-ci atteinte en 2060, la demande converge vers des niveaux similaires dans tous les scénarios. 

Figure 9.1- Production d’électricité  #

La figure 9.1 montre également que, pour assurer le remplacement de la production thermique fossile et répondre à l’augmentation de la demande totale d’électricité, le scénario TC30 se tourne principalement vers une production équilibrée d’énergie éolienne et solaire, alors que les scénarios de réduction des émissions de GES s’appuient très largement sur l’énergie éolienne et, nettement dans une moindre mesure, sur l’énergie solaire. Le rôle de l’hydroélectricité diminue dans le bouquet énergétique global, car sa production demeure plus ou moins constante dans le temps et dans les divers scénarios. La production nucléaire se maintient également à des niveaux similaires, bien que cela cache une transformation en ce qui concerne la technologie utilisée puisque cette production reposera davantage sur les PRM à partir de 2050.  

9.1.2 L’analyse de sensibilité

Grâce à sa production énergétique de base, qui est à la fois flexible et solide, et à ses réservoirs hydroélectriques de taille considérable, le Canada ne sera pas dans l’obligation de développer autant de capacité renouvelable que d’autres pays. Des incertitudes subsistent cependant en ce qui concerne (i) les contraintes techniques et économiques associées à l’intégration d’une si grande proportion de production variable, (ii) les coûts afférents à la capacité de stockage dans des batteries, et (iii) le développement des PRM nucléaires. Compte tenu de ces facteurs d’incertitude, il est pertinent d’effectuer une analyse de sensibilité basée sur des paramètres visant à répondre à l’augmentation prévue de la demande. À cette fin, deux scénarios alternatifs basés sur le scénario CN50 ont été envisagés : 

  • Le scénario IntA, dans lequel la production maximale d’électricité à partir de sources variables renouvelables est plafonnée à 30 % du bouquet énergétique total et la capacité de stockage est limitée. 
  • Le scénario IntB dans lequel la production maximale d’électricité à partir de sources variables renouvelables est plafonnée à 30 % du bouquet énergétique total, la capacité de stockage est limitée, les investissements dans le nucléaire sont plafonnés aux niveaux du scénario CN50 et une capacité électrique ferme est garantie dans chaque province grâce à des interconnexions avec les administrations voisines. 

Les deux scénarios étudient la façon dont le modèle prend en charge une proportion importante de production variable, mais leur examen est plus limité en ce qui concerne le rôle de cette production dans le bouquet énergétique global. Dans le scénario IntA, une capacité de stockage plus limitée peut être compensée par toute autre forme de production de base, ce qui tend à favoriser la production nucléaire. Dans le scénario IntB, cette compensation doit se faire grâce à un accroissement de la production hydroélectrique et/ou des échanges interprovinciaux plutôt que par des investissements supplémentaires dans la production nucléaire. 

De par leur conception, les deux scénarios alternatifs comprennent une moins grande capacité installée de production d’électricité variable au fil du temps. Dans le scénario IntA, ce fait est compensé par une plus grande capacité de production nucléaire, alors que dans le scénario IntB, cette compensation est assurée par une augmentation de la production hydroélectrique. Dans le scénario IntA, la croissance de la production nucléaire provient de l’utilisation de nouveaux PRM, de certaines centrales conventionnelles existantes et de nouvelles centrales nucléaires technologiquement avancées, un résultat qui découle d’investissements supplémentaires qui ne sont pas autorisés dans le scénario IntB. 

La production d’électricité, qui est déterminée par la demande, présente une évolution presque identique au fil du temps dans les trois scénarios qui sont examinés ici. Avec une demande d’électricité en forte croissance après 2030, les scénarios commencent à se différencier les uns des autres en termes de production et de capacité installée, comme on peut le voir à partir de 2040. En 2050, la production d’électricité reste dominée par l’hydroélectricité, laquelle représente 33 % du total pour les scénarios CN50 et IntA, et atteint 39 % dans le scénario IntB. Cette augmentation de la production hydroélectrique s’accompagne d’une production d’électricité à partir de l’hydrogène, qui représente 5 % de la production totale dans le scénario IntB alors qu’elle est absente dans les autres scénarios, ainsi que d’une production thermique qui passe de 1 % à 2,4 % d’ici 2050 dans le scénario IntB. Ces augmentations se font surtout au détriment du nucléaire (7 % contre 14 % dans le scénario CN50) et de l’éolien (25 % contre 29 %). Étant donné que le développement de l’hydroélectricité est limité dans le scénario IntA, les autres sources de production d’énergie subissent des changements par rapport aux prévisions du scénario CN50. Par extrapolation en 2050, la part du nucléaire atteint 29 % de la production totale, soit une part similaire à celle de l’hydroélectricité, tandis que l’éolien et le solaire connaissent un léger recul tout en demeurant importants, avec des parts de l’ordre de 18 % et 7 % respectivement. 

Les différences en matière de capacité de production sont plus importantes puisque cette capacité est déterminée par la source d’énergie et son facteur de capacité, c’est-à-dire la fraction de puissance de crête produite en une année, laquelle varie selon la source de production. Par exemple, alors que la production totale d’électricité est multipliée par 2,1 entre 2016 et 2050 pour atteindre 1 341 TWh dans le scénario CN50, la capacité de production est multipliée par 3,4, passant ainsi de 147 à 489 GW. Le scénario IntA privilégie le nucléaire, qui a un facteur de capacité de production supérieur à 90 %, ce qui lui permet de voir celle-ci multipliée par seulement 2,7 (406 GW), tandis que le scénario IntB, qui conserve davantage de sources variables, se situe entre les deux à 448 GW. D’ici 2050, la capacité de production nucléaire devrait atteindre 50 GW dans le scénario IntA, alors qu’elle est de 25 GW dans le scénario CN50 et de 13 GW dans le scénario IntB. Dans le scénario IntA, cette capacité de production nucléaire est suffisante pour réduire le volume d’électricité qui doit être produite à partir d’une capacité renouvelable de 239 à 155 GW, ce qui s’accompagne d’une réduction connexe de la capacité de stockage, celle-ci passant de 68 à 45 GW. Dans le scénario IntB, la capacité de production hydroélectrique s’accroît de 89 à 107 GW, et la moitié de cette augmentation se fait au détriment du nucléaire. Si la capacité de production variable est également réduite de 63 GW par rapport au scénario CN50, elle est aussi compensée par 8 GW de capacité de production électrique à partir de l’hydrogène et par une légère augmentation de 2 GW de la production thermique alimentée aux combustibles fossiles.  

Dans le scénario IntB, les échanges interprovinciaux sont également utilisés pour équilibrer les niveaux de la demande et de la production. Dans ce scénario, le commerce interprovincial de l’électricité augmente déjà de 15 % en 2040 par rapport au scénario CN50, ce pourcentage atteignant 42 % en 2050 et 63 % en 2060. Ces échanges permettent d’assurer une résilience du réseau sans qu’il soit nécessaire d’installer une capacité de production de base supplémentaire; en conséquence, la production totale est plus faible, ce qui suggère une amélioration de l’efficacité globale du réseau. 

Ces changements sont également associés à des profils de consommation différents. La consommation totale d’énergie finale dans les différents secteurs est similaire dans les trois scénarios. Dans le scénario IntB cependant, la consommation d’électricité est inférieure de 6 % en 2050, alors que celle de gaz naturel est en hausse de 23 % et celle d’hydrogène de 30 %. 

Pour le scénario IntB, cela se traduit par trois changements importants dans le secteur du bâtiment. Celui-ci consomme alors davantage d’hydrogène (174 PJ par rapport à 3 PJ en 2050 dans le scénario CN50) et de gaz naturel (81 PJ par rapport à 53 PJ) et fait un plus grand usage de la géothermie et du solaire concentré (51 PJ par rapport à 6 PJ dans le scénario CN50). Ces changements deviennent importants vers 2040 et le demeurent par la suite, l’utilisation de l’hydrogène augmentant principalement dans le secteur commercial. 

Dans le secteur de l’industrie en 2050, la consommation d’électricité est légèrement supérieure de 4 % et celle de gaz naturel de 17 % dans le scénario IntB par rapport au scénario IntA, alors que celle de bioénergie et celle d’hydrogène sont respectivement inférieures de 15 % et 22 %. Pour le secteur du transport, le scénario IntA aboutit à des niveaux semblables à ceux du scénario CN50; bien que le total soit similaire dans le scénario IntB, celui-ci utilise moins d’électricité (- 7 %), d’essence (- 9 %) et de bioénergie (- 3 %) que le scénario CN50, alors qu’il consomme davantage de gaz naturel (+ 17 %) et beaucoup plus d’hydrogène (+ 50 %). Après 2050 cependant, les niveaux de consommation d’hydrogène convergent entre les scénarios IntA, IntB et CN50. Il convient cependant de souligner que ces changements affectent principalement le transport de marchandises. 

Enfin, comme la production d’hydrogène à partir de la BECSC s’accroît dans le scénario IntB, celle-ci permet en 2050 le captage d’un plus gros volume d’émissions par rapport au scénario CN50, soit 12 Mt d’équivalent CO2. Cela nécessite que la biomasse serve à la production d’hydrogène plutôt qu’à celle d’électricité à partir de la BECSC, ce qui constitue une compensation pour la majeure partie de ce changement. En d’autres termes, l’augmentation de la production d’hydrogène à partir de la BECSC permet d’accroître les émissions négatives, ce qui entraîne une baisse de la production d’électricité à partir de la BECSC à un volume d’environ 8 Mt d’équivalent CO2. Compte tenu de l’utilisation plus importante du gaz naturel dans le scénario IntB, la production d’électricité s’accompagne dans ce scénario d’activités plus intenses de captage des émissions, ce qui entraîne des émissions nettes similaires pour la production d’électricité dans les trois scénarios. 

Observations générales :

  • Comme l’alimentation en électricité présente une forte dépendance à l’égard des sources d’énergie variables, il devient nécessaire d’augmenter considérablement les capacités de production et de stockage pour compenser les facteurs de capacité plus faibles de ces technologies ainsi que les déséquilibres existant entre les niveaux de production et ceux de consommation.
  • Dans une perspective d’allocation optimale des coûts, l’imposition de contraintes sur le stockage et la production d’électricité variable favorise la production nucléaire, mais les incertitudes concernant le développement des PRM et leur acceptabilité sociale doivent être prises en compte avec précaution. 
  • L’accroissement des connexions interprovinciales permet d’éviter la production et l’installation de capacités de production d’une quantité importante d’électricité. 
  • Le fait de privilégier la production hydroélectrique et les connexions interprovinciales plutôt que le nucléaire pour équilibrer les énergies renouvelables variables entraîne un changement des profils sectoriels, ceux-ci présentant alors également une augmentation de l’utilisation de l’hydrogène et du gaz naturel.