7.1 La production d’énergie primaire

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La figure 7.1 présente l’évolution prévue de la production d’énergie primaire au Canada selon les divers scénarios. Comme mentionné précédemment, ces scénarios supposent que le reste du monde évoluera à son propre rythme, quels que puissent être les objectifs du Canada en matière de réduction des émissions de GES. Les prix du pétrole et du gaz sur le marché mondial sont par conséquent les mêmes dans tous les scénarios. Cette hypothèse constitue évidemment une simplification, car il est probable que le Canada ne cherchera à atteindre ses objectifs que si le reste du monde fait preuve d’un leadership clair, ce qui affecterait directement les prix de l’énergie sur le marché mondial. 

Figure 7.1 – Production d’énergie primaire #

Les résultats montrent une nette distinction entre les scénarios CN et les scénarios REF et TC30. Dans ces deux derniers scénarios, la production de pétrole augmente de 50 % d’ici 2030, atteignant un maximum en 2040 avant de revenir aux niveaux de 2016 d’ici 2060. Pour le scénario REF, la production de gaz naturel diminue de 4 % en 2030; elle augmente ensuite lentement de 22 % au cours des deux décennies suivantes pour atteindre son point culminant en 2050, avant de revenir en 2060 aux niveaux de production de 2016. Alors que les scénarios REF et TC30 prévoient des niveaux de production d’énergie semblables, la mise en œuvre du scénario TC30 entraîne à partir de 2030 une production de gaz naturel inférieure de 40 % par rapport au scénario REF. La production de pétrole, cependant, n’est pratiquement pas affectée par la tarification du carbone. Comme le montre la section suivante, l’évolution de la production énergétique prévue dans les scénarios REF et TC30 est essentiellement tributaire de la demande étrangère anticipée.   

L’atteinte de la carboneutralité à plus long terme exige la mise en œuvre d’un calendrier de mesures. À cette fin, les scénarios CN60, CN50 et CN45 requièrent dès 2030 une diminution considérable de la production totale d’énergie. Celle-ci résultera d’une réduction importante de la production de pétrole et de gaz naturel et représentera respectivement une diminution de 61 %, 59 % et 58 % par rapport au scénario REF. Sans surprise, cette réduction est plus marquée dans les calendriers menant plus rapidement à la carboneutralité (le calendrier du scénario CN45 par rapport à celui du scénario CN50, par exemple). 

Dans la modélisation, cette diminution rapide de la production de pétrole et de gaz au cours de la prochaine décennie est suivie, sur le plus long terme, d’une réduction plus lente, mais continue. Cette tendance est non seulement la conséquence de la grande quantité d’émissions produites par ce secteur, mais aussi du coût direct inférieur de leur élimination à court terme par rapport à celui de la décarbonisation d’autres secteurs. Cependant, étant donné les coûts indirects importants liés à de telles transformations, des scénarios alternatifs ont été étudiés afin d’examiner les implications d’une réduction plus lente et moins substantielle de cette production (voir section 7.1.1 ci-dessous).  

La production de biomasse s’accroît dans tous les scénarios, et en particulier dans les scénarios menant à la carboneutralité où elle occupe une part importante. Elle connaît ainsi une augmentation de 250 % au moment où l’on atteint la carboneutralité, ce qui constitue un maximum pour cette production; une croissance au-delà de ce point serait en effet problématique en raison des limitations liées à la disponibilité de cette ressource. En termes de contenu énergétique, la production de biomasse devient en 2050 plus importante que celles de pétrole et de gaz combinées, avec une part qui est légèrement supérieure dans le scénario CN45. La production d’énergies renouvelables s’accroît également dans ces scénarios afin de soutenir l’évolution nécessaire de la production d’électricité (voir ci-dessous). 

Dans tous les scénarios, la production de charbon devrait tomber à des niveaux très bas d’ici 2030 et devenir de plus en plus marginale. Même le scénario REF prévoit une diminution de 95 % de cette production. Pour le moment, la production d’uranium cible quant à elle surtout les marchés d’exportation. Selon le scénario TC30, cette production devrait connaître une légère augmentation de 4 % d’ici 2030, alors que tous les autres scénarios anticipent dans un premier temps un niveau de production presque constant. D’ici 2050, le scénario TC30 prévoit que la production d’uranium croîtra de 18 %, alors que cette augmentation est de 5 à 7 % dans les scénarios CN afin de tenir compte de l’expansion du nucléaire dans la production d’électricité.  Étant donné que le modèle NATEM ne modélise pas l’évolution de la demande extérieure, la quantité d’uranium extraite à des fins d’exportation demeure la même dans tous les scénarios et au fil du temps; toute croissance de la production est ainsi associée à une augmentation de la consommation nationale. 

Observations générales :

  • Actuellement, la production d’énergie au Canada repose principalement sur la production de pétrole et de gaz; tous les scénarios CN montrent cependant que celle-ci diminue de plus de la moitié au cours de la prochaine décennie, suggérant que le coût direct par tonne de réduction des émissions dans ce secteur est inférieur à celui que l’on projette dans de nombreux autres domaines de l’économie. 
  • Le scénario TC30 limite la production de gaz naturel par rapport au scénario REF, ce qui laisse entendre que cette production est plus sensible à la tarification du carbone. 
  • Sur la base des projections de prix de l’énergie évoquées au chapitre 1, la production de pétrole augmente de 60 % d’ici 2040 dans le scénario REF; les projections actuelles prévoient qu’elle va stagner et diminuer fortement après 2050 pour revenir aux niveaux actuels. Bien sûr, cela dépend grandement de l’évolution des prix mondiaux qui, dans le scénario REF, détermineront en grande partie l’avenir de la production canadienne.

7.1.1 Le rythme de l’évolution de la production de pétrole et de gaz

La diminution rapide et substantielle de la production de pétrole et de gaz prévue dans les scénarios CN mérite un examen plus approfondi.

La création de trajectoires de réduction des émissions de GES, qui sont rentables pour le Canada tout en prenant en compte les contraintes qu’exercent certaines conditions externes, est à la source de ce déclin. Trois de ces conditions affectent particulièrement l’évolution du secteur canadien de la production pétrolière et gazière. La première concerne le fait que la production de pétrole et de gaz est dissociée de la demande intérieure, laquelle pourrait éventuellement être satisfaite par des importations, étant donné que les prix du pétrole et du gaz sont exogènes au modèle. La deuxième condition a trait au fait que, conformément aux accords internationaux, seules les émissions de GES produites dans le pays sont ajoutées au bilan de celui-ci. Ainsi, les émissions générées à l’étranger en vue de satisfaire les besoins de services au Canada ne sont pas comptabilisées, tandis que les émissions générées par la production de biens et de services destinés à l’exportation sont entièrement attribuées au Canada. Étant donné que la majeure partie de la production canadienne de pétrole et de gaz est exportée, cette comptabilisation exerce une plus grande pression sur la production que sur la consommation d’énergie. Alors que les clients internationaux se tournent vers d’autres sources d’approvisionnement, la réduction nette des émissions de GES à l’échelle mondiale est donc inférieure à la réduction calculée ici; elle dépendrait en fait de la différence de volume des émissions liées à la production, entre la production pétrolière du Canada et la production énergétique de ces autres fournisseurs. 

Enfin, la troisième condition concerne le fait que, puisque la croissance économique est exogène au modèle, seuls les coûts directs sont pris en compte. Cependant, étant donné l’importance du secteur pétrolier et gazier dans l’économie canadienne, une diminution rapide de ces activités aura forcément un impact sur la croissance économique, à moins que des politiques ne soient rapidement mises en place pour soutenir la gestion de cette transition. Notons que si le reste de la planète, et en particulier les États-Unis, emprunte comme prévu une trajectoire de réduction des émissions de GES plus ambitieuse, le Canada verra son marché de l’exportation se contracter rapidement, ce qui aurait un impact d’une ampleur semblable à ce qui est projeté ici.  

7.1.2 Analyse de sensibilité : les effets de niveaux minimaux de production de pétrole et de gaz

Une analyse de sensibilité a été réalisée pour mieux évaluer l’impact des trajectoires alternatives sur le secteur pétrolier et gazier lorsque la réduction de la production d’énergie est contrôlée par des conditions extérieures au pays. À des fins de comparaison avec le scénario CN50, nous avons utilisé les deux scénarios supplémentaires suivants : 

  • Le scénario OilExpA, qui poursuit les objectifs du scénario CN50, mais maintient en tout temps la production de pétrole et de gaz naturel à un minimum de 25 % des niveaux du scénario de référence;
  • Le scénario OilExpB, qui poursuit les objectifs du scénario CN50, mais maintient en tout temps la production de pétrole et de gaz naturel à un minimum de 50 % des niveaux du scénario de référence. 

Dans les principaux résultats du scénario CN50, la production de pétrole et de gaz naturel diminue respectivement avant 2030 de 52 % et 59 % par rapport à 2016 (figure 7.2). En 2050, ces réductions atteignent 94 % et 90 % par rapport au point de départ. Le scénario OilExpA voit la production de pétrole diminuer de 46 % en 2030 et de 55 % en 2050, alors que le scénario OilExpB maintient des niveaux de production plus élevés et ne prévoit que des réductions de 16 % en 2030 et de 10 % en 2050. En ce qui concerne le gaz naturel, les réductions sont de l’ordre de 55 % et 66 % dans le scénario OilExpA, et de 48 % et 33 % dans le scénario OilExpB. La production de gaz naturel subit une réduction plus importante que celle de pétrole dans le scénario OilExpB, étant donné l’augmentation beaucoup plus importante de la production de pétrole anticipée dans le scénario REF. Alors que les deux scénarios OilExpA et OilExpB mènent à la carboneutralité d’ici 2050, il est intéressant de noter que la production de pétrole et de gaz n’est limitée dans aucun des deux scénarios par le plancher de production qu’ils se sont respectivement imposé.

Figure 7.2 – Production d’énergie primaire associée à des contraintes alternatives s’exerçant sur la production de pétrole et de gaz #

Alors que la production totale de pétrole et de gaz est maintenue à des niveaux plus élevés dans les scénarios OilExpA et OilExpB que dans le scénario CN50, les deux scénarios alternatifs ont un impact sur la consommation finale qui, bien que notable, est beaucoup moins important que celui du scénario CN50.  

Les scénarios alternatifs entraînent un deuxième résultat intéressant concernant la consommation finale de produits pétroliers et de gaz naturel. À l’exclusion de la consommation d’énergie liée à la production de pétrole et de gaz, cette consommation finale est réduite dans les scénarios OilExpA et OilExpB par rapport au scénario CN50 (figure 7.3). En 2030, la consommation d’énergie fossile est significativement réduite dans son ensemble; dans les scénarios OilExpA et OilExpB, la consommation de gaz naturel diminue respectivement de 5 % et 13 %, et celle de pétrole de 2% et 5% par rapport au scénario CN50. Pour combler leurs besoins énergétiques, tous les autres secteurs doivent donc augmenter leur consommation d’électricité, de biomasse et d’hydrogène dans le scénario OilExpB (respectivement de 2 %, 6 % et 8 %), ce qui, grâce à la productivité plus élevée de l’électricité, permet une réduction globale de 2,5 % de la demande totale d’énergie. 

En 2050, la consommation de produits pétroliers a diminué de 8 % dans le scénario OilExpA et de 19 % dans le scénario OilExpB par rapport au scénario CN50, alors que la consommation de gaz naturel est demeurée presque identique à celle projetée dans le scénario CN50. La principale évolution de la consommation de gaz naturel se produit donc à plus court terme, alors que les produits pétroliers sont affectés à la fois à court et à plus long terme. De toute évidence, si l’on veut maintenir un niveau plus élevé de production pétrolière et gazière sans compenser complètement dans ce secteur les émissions de GES ainsi générées, il faudra, pour atteindre les objectifs généraux de réduction des émissions de GES, que les autres secteurs économiques se transforment beaucoup plus rapidement et profondément. Par conséquent, l’essentiel de la production supplémentaire autorisée dans ces scénarios accroîtra la dépendance du Canada par rapport aux marchés d’exportation, si ceux-ci peuvent encore l’absorber, car la consommation intérieure reposera plus rapidement sur des sources d’énergie à faibles émissions de carbone.

Figure 7.3 – Consommation finale par source avec des contraintes alternatives imposées sur la production de pétrole et de gaz #

Pour compenser les réductions d’émissions qui ne sont pas réalisées dans les scénarios OilExpA et OilExpB, d’autres secteurs devront décarboner leurs activités plus rapidement (voir l’annexe C pour des détails concernant les réductions sectorielles d’émissions de GES dans ces scénarios alternatifs). Le secteur du bâtiment fournit un bon exemple de cette réalité et devra, d’ici 2030, réduire sa consommation de gaz naturel de 6 % et 16 % supplémentaires dans les scénarios OilExpA et OilExpB par rapport au scénario CN50. Cette réduction de la consommation de gaz naturel sera compensée par une augmentation de la consommation d’électricité, dont la part devrait s’accroître respectivement de 10 % et 14 % dans ces deux scénarios par rapport au scénario CN50, ce qui aura pour conséquence d’accélérer l’électrification de ce secteur. On observe des résultats semblables dans le secteur de l’électricité, qui devient net négatif d’ici 2030 dans le scénario OilExpB, ainsi que dans le secteur industriel qui voit sa consommation de gaz naturel diminuer de 11 % et celle de produits pétroliers de 10 % d’ici 2030 dans le scénario OilExpB par rapport au scénario CN50. Ces réductions sont principalement compensées par une augmentation de la consommation d’électricité de l’ordre de 4 %. 

Le fait de protéger la production de pétrole et de gaz a pour incidence principale d’accélérer la transformation d’autres secteurs qui, en 2050, présentent un bouquet énergétique relativement similaire (figure 7.3). Ainsi, les produits pétroliers, qui ne sont consommés qu’en très faibles quantités, ont vu leur part réduite dans des proportions semblables à ce qui est prévu pour 2030 dans le scénario CN50; d’autre part, la consommation de gaz naturel est identique à celle du scénario CN50 dans le scénario OilExpA, mais supérieure de 10 % dans le scénario OilExpB.   

Sans surprise, et même avec la pression supplémentaire qu’exercent les scénarios OilExpA et OilExpB, le coût d’une transformation plus rapide du secteur du transport demeure trop élevé avant 2030. Les changements sont donc modestes : la part de l’électricité, qui ne représente que 2,5 % de la consommation d’énergie dans ce secteur d’ici 2030 dans le scénario CN50, n’augmente respectivement que de 5 % et 10 % dans les scénarios OilExpA et OilExpB d’ici 2030, pour correspondre à une diminution comparable, en taille relative, de la consommation de diesel et d’essence.  

Les niveaux supérieurs de production de pétrole et de gaz et les différents profils de consommation sectoriels constituent deux facteurs qui, lorsqu’ils sont combinés, permettent dans les scénarios alternatifs de réduire les émissions de GES dans la même mesure que le scénario CN50, mais de manière différente. Si l’on compare les coûts directs découlant de la réduction des émissions de GES, on constate que ceux-ci augmentent plus rapidement dans les scénarios alternatifs OilExpA et OilExpB que dans le scénario CN50. Deux éléments expliquent ce fait : premièrement, les coûts associés à cette réduction sont transférés du secteur de production du pétrole et du gaz à d’autres secteurs de l’économie, y compris ceux du bâtiment, du transport et d’autres industries et, deuxièmement, ces coûts proviennent d’une plus grande utilisation de la technologie d’extraction directe dans l’air (EDA) pour compenser le volume plus élevé d’émissions de GES généré par les activités économiques. D’ici 2050, les activités d’EDA devraient presque tripler et la quantité de carbone capté annuellement passer de 15 Mt d’équivalent CO2 dans le scénario CN50 à 41 Mt d’équivalent CO2 dans le scénario OilExpB.   

Observations générales :

  • L’imposition d’un niveau minimal de production de pétrole et de gaz, afin de ralentir la baisse de celle-ci, permet de conserver un marché d’exportation vigoureux (tant que la demande extérieure existe). 
  • Cependant, pour atteindre les mêmes objectifs de réduction des émissions de GES, la protection des exportations de pétrole et de gaz nécessite une réduction plus rapide et profonde de la consommation canadienne de produits pétroliers et gaziers dans presque tous les secteurs.
  • Cette consommation évolue différemment dans chaque secteur; l’électrification est ainsi plus rapide dans les secteurs du bâtiment, de l’agriculture hors transport, du transport et de l’industrie et permet de répondre à la demande énergétique en utilisant une quantité moindre de pétrole et de gaz, tandis que les exportations de ces carburants connaissent une augmentation.