Taille et part du marché de l'énergie au Canada - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2025 - 2030)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie au Canada

Investissement gouvernemental dans les énergies propres et mandat de carboneutralité

Les gouvernements fédéral et provinciaux ont alloué 9,1 milliards CAD (6,7 milliards USD) à l'infrastructure d'énergie propre en 2024, finançant la modernisation du réseau, l'approvisionnement en énergies renouvelables et les retrofits de captage du carbone.^{[1]Environnement et Changement climatique Canada, « Plan de réduction des émissions pour 2030 », Gouvernement du Canada, canada.ca} Le Plan de réduction des émissions pour 2030 exige une réduction de 40 % des émissions du secteur de l'électricité par rapport à 2005, éliminant ainsi effectivement la production de charbon et de gaz naturel non atténuée d'ici la fin de la décennie. Les provinces riches en hydroélectricité peuvent se conformer en rénovant les barrages existants et en renforçant les interconnexions, tandis que les juridictions à base fossile doivent déployer des capacités éoliennes, solaires et de stockage à l'échelle du gigawatt dans des délais serrés. La facilité de dette subordonnée de la Banque de l'infrastructure du Canada, dont le prix est inférieur de 200 points de base aux taux du marché, a débloqué 3,2 GW de nouvelles énergies renouvelables en 2024. Les producteurs indépendants tirent parti de ces conditions pour sous-coter les tarifs traditionnels fondés sur le coût du service, poussant les régulateurs à repenser les modèles tarifaires hérités.

Retrait rapide des capacités au charbon en Alberta et en Saskatchewan stimulant la demande de remplacement

L'Alberta a retiré 2,1 GW de capacité au charbon en 2024, portant les fermetures cumulées depuis 2019 à 4,8 GW, tandis que la Saskatchewan a mis hors service 0,6 GW à Boundary Dam et Poplar River.^{[2]Alberta Electric System Operator, « Long-Term Adequacy Report 2024 », aeso.ca} Les conversions de TransAlta en 2024 ont ajouté 1,4 GW de flexibilité au gaz, mais l'exposition marchande à la volatilité des prix AECO menace la viabilité économique des projets. L'AESO prévoit un déficit d'approvisionnement de 1,2 GW d'ici 2028 si le déploiement de l'éolien et du solaire prend du retard sur les retraits, un scénario qui pourrait forcer des importations d'urgence depuis la Colombie-Britannique. Les pics de prix de l'électricité dépassant 100 CAD par MWh lors des pointes hivernales de 2024 ont créé une fenêtre permettant aux développeurs de sécuriser des rentes de rareté avant la saturation des capacités.

Programmes de réfection des infrastructures hydroélectriques menés par le Québec et la Colombie-Britannique

Hydro-Québec a consacré 3,2 milliards CAD (2,4 milliards USD) en 2024 à la modernisation des turbines, des générateurs et des déversoirs des centrales construites entre 1960 et 1980, visant un gain de capacité de 1,5 GW basé sur l'efficacité d'ici 2030.^{[3]Hydro-Québec, « Rapport annuel 2024 », hydroquebec.com} L'achèvement du barrage Site C de 1,1 GW par BC Hydro a révélé un dépassement de coûts de 84 %, incitant les régulateurs à privilégier la réfection plutôt que les nouveaux barrages. Le remplacement des turbines Francis traditionnelles par des unités à vitesse variable augmente la production de 8 % à 12 % à un dixième du coût d'une nouvelle construction. Les exportations d'hydroélectricité excédentaire, soit 2,4 GW de contrats signés en 2024, subventionnent croisément les tarifs domestiques, mais la montée des règles américaines sur le contenu local pourrait réduire les primes d'exportation futures.

Électrification des opérations des sables bitumineux et des équipements miniers

Les exploitants des sables bitumineux ont consommé 18,2 TWh en 2024, contre 14,7 TWh en 2020, alors que la production de vapeur électrique remplaçait les chaudières à gaz pour réduire les émissions de portée 1 dans le cadre d'un prix du carbone en hausse ayant atteint 80 CAD par tonne. Suncor et Cenovus visent à électrifier 40 % de la capacité de vapeur d'ici 2030, nécessitant 1,8 GW d'approvisionnement réseau supplémentaire. Teck Resources s'est engagé à investir 600 millions CAD (442 millions USD) dans des camions de transport électriques à batterie alimentés par des microréseaux sur site. La demande industrielle augmente de 3,2 % par an, contre 0,8 % dans les segments résidentiel et commercial, obligeant les services publics à revoir les hypothèses de planification fondées sur des charges industrielles stables.

Longs délais d'approbation pour les grands projets hydroélectriques et nucléaires

Les grands projets hydroélectriques et nucléaires nécessitent de 10 à 15 ans entre le dépôt du dossier et la mise en service commerciale en vertu de la Loi sur l'évaluation d'impact et des règles de consultation des peuples autochtones. Le petit réacteur modulaire de 300 MW de Darlington d'Ontario Power Generation, approuvé en décembre 2024, n'entrera pas en service avant 2029. Le barrage Site C de BC Hydro a fait l'objet de neuf années de litiges, gonflant les coûts et retardant la production. Ces délais freinent l'appétit des investisseurs privés pour les actifs de charge de base, orientant les capitaux vers des projets éoliens, solaires et de stockage qui atteignent l'exploitation en moins de 36 mois, mais dont les facteurs de capacité ne permettent pas de remplacer entièrement les centrales au charbon et nucléaires en cours de retrait.

Goulets d'étranglement du réseau de transport dans les territoires autochtones éloignés

La consultation prévue à l'article 35 et la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones prolongent les délais d'obtention des permis de transport de 24 à 36 mois et augmentent les coûts en capital de 15 % à 25 %. La ligne Waasigan de Hydro One a subi des retards lorsque la Première Nation de Lac Seul a renégocié les modalités de partage des revenus en 2024. L'Association canadienne de l'électricité estime que les retards dans l'obtention des permis ont ajouté 1,2 milliard CAD (884 millions USD) aux coûts de transport en 2024 et ont reporté 2,1 GW d'énergies renouvelables en attente d'accès au réseau. Les développeurs réorientent leurs projets autour des terres contestées ou les abandonnent lorsque les alternatives s'avèrent non rentables.

Analyse des segments

Par source d'énergie : les énergies renouvelables ancrent la trajectoire de décarbonisation

Les énergies renouvelables représentaient 71,1 % de la capacité de 2024, portées par les ajouts hydroélectriques, éoliens et solaires qui devraient collectivement progresser à un TCAC de 2,3 % jusqu'en 2030.^{[4]Régie de l'énergie du Canada, « L'avenir énergétique du Canada 2024 », Gouvernement du Canada, cer-rec.gc.ca} Les actifs hydroélectriques représentaient environ 60 % de la capacité renouvelable, bien que les nouveaux barrages se heurtent à des obstacles environnementaux et autochtones limitant les nouveaux sites. Les ajouts éoliens ont atteint en moyenne 1,8 GW en 2024, avec des prix contractuels inférieurs à 50 CAD par MWh, surpassant les nouvelles constructions à gaz en Alberta. Les déploiements solaires se sont concentrés dans le sud de l'Ontario et en Alberta, où les crédits d'impôt fédéraux ont permis de ramener les projets à l'échelle des services publics en dessous de 40 CAD par MWh.

Le charbon en déclin ne représente plus que 20,4 % de la capacité, tandis que les centrales à gaz naturel jouent un rôle d'écrêtage de pointe plutôt que de charge de base constante. Le nucléaire a maintenu une part de 8,5 % alors que les 13 réacteurs CANDU de l'Ontario ont obtenu des approbations de prolongation de durée de vie. Le mix de production à dominante renouvelable renforce le virage à long terme du marché de l'énergie au Canada vers des sources à faible teneur en carbone, tout en soulignant la nécessité du stockage, des interconnexions et de la gestion de la demande pour maintenir les marges de réserve. Le segment des énergies renouvelables a capté 71,1 % de la part du marché de l'énergie au Canada en 2024 et devrait conserver sa position dominante tout au long de la période de prévision.

Note: Les parts de segment de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par utilisateur final : l'électrification industrielle dépasse la croissance des services publics

Les services publics contrôlaient 60,8 % de la capacité installée en 2024, mais les clients commerciaux et industriels progressent plus rapidement grâce à l'électrification des sables bitumineux, à la décarbonisation des mines et à la construction de centres de données.^{[5]Suncor Energy, « Stratégie d'électrification des sables bitumineux », suncor.com} La consommation d'électricité des sables bitumineux a atteint 18,2 TWh en 2024, soit une hausse de 24 % depuis 2020, et les engagements d'électrification impliquent 1,8 GW de demande réseau supplémentaire d'ici 2030. Teck Resources et Barrick Gold prévoient d'électrifier leurs flottes minières, ajoutant 0,9 GW de charge supplémentaire. Les fournisseurs de services infonuagiques ont annoncé 1,2 GW de capacité de centres de données au Québec et en Ontario, attirés par les approvisionnements hydroélectriques à faible teneur en carbone.

La demande résidentielle progresse de 0,6 % par an, freinée par les gains d'efficacité des thermopompes et des nouveaux codes de construction. Le solaire en autoconsommation et la cogénération permettent aux clients industriels de contourner l'approvisionnement des services publics, réduisant les revenus volumétriques des propriétaires de réseaux de transport. Par conséquent, le segment commercial et industriel devrait ajouter la capacité incrémentielle la plus élevée au sein du marché de l'énergie au Canada, obligeant les régulateurs à repenser les tarifs permettant de récupérer les coûts fixes du réseau même lorsque le débit diminue.

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Analyse géographique

L'Alberta et la Saskatchewan mènent la transition disruptive, ayant éliminé 4,8 GW de charbon depuis 2019 et procuré 6,2 GW de remplacement éolien, solaire et à gaz. Le cadre marchand de l'Alberta a attiré TransAlta, Capital Power et Brookfield Renewable, mais a également exposé les consommateurs à des pics de prix de l'électricité dépassant 150 CAD par MWh en janvier 2024. Le modèle réglementé de la Saskatchewan permet la récupération des actifs de charbon échoués, mais son déploiement plus lent des énergies renouvelables accroît la dépendance aux centrales à gaz de pointe face aux fluctuations des prix AECO. Les deux provinces nécessitent de nouvelles lignes à haute tension pour relier les zones éoliennes du sud aux charges industrielles du nord.

Le Québec et la Colombie-Britannique, à dominante hydroélectrique, exploitaient ensemble 60 GW d'hydroélectricité en 2024, le Québec exportant 2,4 GW vers New York et la Nouvelle-Angleterre dans le cadre de contrats signés la même année. La mise en service du barrage Site C de BC Hydro à 1,1 GW a révélé des dépassements de coûts qui ont durci la résistance politique aux futurs méga-barrages. Les deux provinces mettent désormais l'accent sur l'optimisation du réseau plutôt que sur la croissance de la production, en poursuivant des améliorations du réseau de transport et une gestion de la demande pour accommoder l'électrification.

L'Ontario gère un marché hybride où l'IESO dispatche la production appartenant à des sociétés d'État, à des acteurs privés et à des importateurs. Le nucléaire a fourni 55 % de la production en 2024 et, après les réfections, demeurera essentiel aux marges de réserve jusqu'en 2055. Le Canada atlantique reste la région la plus exposée aux combustibles fossiles, avec le charbon et le gaz représentant 48 % de la production de 2024, bien que l'objectif de 80 % d'énergies renouvelables de la Nouvelle-Écosse pour 2030 catalyse un déploiement rapide de l'éolien.