Taille et analyse de la part du marché de l'énergie thermique au Canada - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie thermique au Canada

Remplacement du parc vieillissant de centrales à charbon par des centrales à cycle combiné gaz-vapeur à haute efficacité

L'interdiction du charbon décrétée par Ottawa à l'horizon 2030 a comprimé une décennie de retraits en six ans, obligeant les services publics à remplacer 8 GW de charbon par des alternatives distribuables.^{[1]Régie de l'énergie du Canada, "Perspectives de production d'électricité au Canada," cer-rec.gc.ca} L'Alberta a finalisé sa sortie du charbon en juin 2024 et la Saskatchewan a fermé les unités 4 à 6 de Boundary Dam la même année, laissant un déficit de fiabilité que seule une capacité de cycle combiné gaz-vapeur moderne peut combler. La remise en état de 1 857 MW à Genesee par Capital Power, mise en service en décembre 2024, établit un référentiel d'efficacité thermique de 64 % et réduit l'intensité des émissions de 60 %. Le Règlement sur l'électricité propre autorise les unités à gaz conformes à fonctionner jusqu'en 2050, assurant une visibilité sur les revenus sur 25 ans et stimulant un portefeuille de projets de 2 milliards USD. Les développeurs conçoivent également de nouvelles turbines avec des raccordements pour la capture du carbone ou des options de co-combustion à l'hydrogène afin de pérenniser les actifs face à des règles plus strictes après 2035.

Préoccupations croissantes concernant la fiabilité du réseau face à la montée des énergies renouvelables variables

L'Alberta a ajouté plus de 4 GW d'éolien et de solaire entre 2023 et 2024, portant la pénétration des énergies renouvelables au-dessus de 20 % lors des journées de pointe et produisant des fluctuations de fréquence infrahoraires ayant exposé l'AESO à des déficits de réserves.^{[2]Alberta Electric System Operator, "Statistiques du marché 2024," aeso.ca} Le marché de capacité différé de la province, désormais prévu pour 2027, vise à acquérir 4 500 MW d'approvisionnement ferme, les turbines à gaz aérodérivées étant privilégiées pour leur capacité de démarrage en dix minutes. L'Ontario fait face à un déficit d'approvisionnement parallèle de 3 000 MW d'ici 2027 à mesure que le nucléaire de Pickering se retire et que la charge liée aux véhicules électriques s'accélère, poussant l'IESO à contractualiser des centrales à démarrage rapide et des batteries. Les vagues de froid de janvier 2024 ont vu les prix du marché groupé en Alberta bondir jusqu'à 999 CAD/MWh, renforçant le bien-fondé économique des centrales thermiques à démarrage rapide.

Croissance des exportations de GNL stimulant les capacités à gaz dans l'ouest du Canada

Le terminal de phase 1 de 14 Mtpa de GNL Canada, opérationnel depuis octobre 2024, consomme environ 300 MW d'électricité et ancre un besoin futur de 500 à 700 MW une fois que la phase 2 doublera les volumes de liquéfaction. Les partenaires de la coentreprise envisagent une cogénération sur site pour réduire les achats d'électricité, un modèle repris par Woodfibre et Cedar LNG. La hausse des investissements pétrochimiques dans le Cœur industriel de l'Alberta constitue un autre nœud de demande, les centrales à cycle combiné marchandes adjacentes aux pipelines s'imposant comme le choix d'approvisionnement le moins coûteux.

Plancher de crédit carbone provincial catalysant les modernisations d'efficacité

Le régime TIER de l'Alberta a généré 500 millions CAD d'échanges de crédits en 2024 et fixe des référentiels d'intensité décroissants qui récompensent les améliorations d'efficacité des cycles combinés gaz-vapeur ou l'intégration de la CSC. L'OBPS de la Saskatchewan reproduit le régime TIER et, combiné à un crédit d'impôt à l'investissement fédéral pour le CUSC couvrant jusqu'à 50 % des équipements de capture, réduit le délai de récupération des grands projets de modernisation tels que l'unité de CSC de 2 Mtpa de Capital Power à Genesee.^{[3]Capital Power, "Mise à jour du projet de remise en état de Genesee," capitalpower.com}

Mandat fédéral d'élimination progressive du charbon d'ici 2030

L'interdiction du charbon retire 8 GW de capacité d'ici fin 2029, entraînant la dépréciation de 2 à 3 milliards CAD de valeur comptable et déclenchant des hausses de tarifs de détail de 8 à 12 % en Alberta et en Saskatchewan.

Hausse de la tarification fédérale et provinciale du carbone

Le plancher industriel du prix du carbone progresse vers 170 CAD/tonne d'ici 2030, augmentant les coûts variables des centrales à gaz non atténuées de 68 à 77 CAD/MWh et réduisant les écarts de prix marchands du gaz.

*Nos prévisions mises à jour traitent les impacts des moteurs et des freins comme directionnels et non additifs. Les prévisions d’impact révisées reflètent la croissance de base, les effets de mix et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par type de combustible : le gaz naturel renforce sa position dominante à mesure que le charbon disparaît

Les actifs alimentés au gaz naturel détenaient 46,85 % du marché des centrales thermiques au Canada en 2025 et progresseront à un TCAC de 2,66 % à mesure que les centrales à cycle combiné gaz-vapeur de remplacement comblent le vide laissé par le charbon. La capacité charbon s'effondrera à une pertinence négligeable d'ici 2029, tandis que la production à base de fioul dans le Canada atlantique et les communautés éloignées recule en dessous d'une part de 5 %, comprimée par les importations hydrauliques et le stockage par batteries. L'abondance de l'approvisionnement en gaz Montney dans l'ouest du Canada maintient les prix du gaz en dessous de 3 CAD/GJ, ce qui rend l'économie de distribution compétitive même sous l'effet de la hausse des coûts du carbone. La part du gaz naturel dans la taille du marché des centrales thermiques au Canada est projetée à 17,53 GW en 2031, soit 58,98 % de la capacité du parc. Les turbines compatibles à l'hydrogène et les incitatifs fiscaux pour le CUSC constituent une couverture contre un durcissement futur des contraintes carbone.

La dynamique régionale d'approvisionnement renforce la tendance. La demande post-charbon en Alberta, combinée à la charge de GNL Canada en Colombie-Britannique, consolide 1,5 à 2 GW de nouvelles constructions de gaz en terrain vierge jusqu'en 2030. Les centrales à fioul de pointe à Coleson Cove et les unités diesel maritimes font face à une baisse rapide d'utilisation une fois que les exportations de Churchill Falls prendront leur essor. En l'absence de nouveaux projets au charbon ou au pétrole lourd dans le portefeuille, le gaz naturel s'assure la seule trajectoire de croissance positive au sein du mix combustible.

Par technologie : l'efficacité du cycle combiné gaz-vapeur fixe la barre concurrentielle

Les unités à turbine à gaz et à cycle combiné représentaient 39,12 % de la capacité installée en 2025 et progresseront à un TCAC de 2,02 %, portées par les référentiels d'efficacité thermique de 64 % établis par les turbines GE 7HA.03 à Genesee. La taille du marché des centrales thermiques au Canada liée à la technologie de cycle combiné gaz-vapeur devrait atteindre 13,88 GW en 2031. Les systèmes de cogénération liés aux opérations dans les sables bitumineux, bien que plus modestes, affichent le TCAC le plus rapide à 2,86 % en raison de la récupération de la chaleur résiduelle qui porte l'efficacité thermique des centrales au-delà de 75 % et ouvre droit aux crédits TIER provinciaux. Les centrales à cycle à vapeur au charbon, réduites à 2 GW en 2025, sont sur une trajectoire de sortie irréversible.

L'analytique des jumeaux numériques réduit les arrêts forcés et prolonge les cycles de maintenance, diminuant le coût actualisé de l'énergie jusqu'à 5 CAD/MWh. Les unités à cycle simple aérodérivées comblent les déficits de pointe et remportent les enchères de capacité grâce à des rampes de démarrage à pleine charge en moins de dix minutes. Les cycles combinés gaz-vapeur plus anciens présentant une efficacité de 55 à 58 % deviennent marginaux à moins d'être équipés de brûleurs à faibles émissions de NOx, d'une capacité hydrogène ou de modules de CSC.

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

Par méthode de combustion : les systèmes à base de turbines surpassent le combustible pulvérisé traditionnel

Les méthodes de combustion par turbine contrôlaient 59,15 % de la capacité installée en 2025 et progresseront à un TCAC de 2,55 % à mesure que la combustion de combustible pulvérisé recule d'une part de 40,85 % à quasi zéro d'ici 2029. La capacité à base de turbines au sein de la taille du marché des centrales thermiques au Canada s'étendra de 18,98 GW en 2025 à 22,05 GW en 2031. Les installations à lit fluidisé persistent dans des niches de biomasse et de pilotes de CSC, tandis que les moteurs à combustion interne reculent face aux microréseaux combinant énergies renouvelables et stockage dans le Nord. La certification de co-combustion à l'hydrogène à des ratios de mélange de 50 % pérennise les grandes turbines, bien qu'avec des barrières de coût jusqu'à ce que l'hydrogène vert tombe en dessous de 3 CAD/kg.

L'agilité opérationnelle définit la répartition des méthodes. Les turbines aérodérivées assurent des démarrages en dix minutes, permettant des revenus de services auxiliaires lors des périodes de volatilité des énergies renouvelables, tandis que les chaudières à combustible pulvérisé nécessitent plusieurs heures, réduisant leur commercialisabilité dans le cadre des nouvelles règles du marché de capacité. Les dépenses en capital pour les conversions du combustible pulvérisé au gaz rivalisent avec les constructions en terrain vierge de cycle combiné gaz-vapeur, scellant l'élimination progressive du combustible pulvérisé.

Par application : les centrales à captivité industrielle progressent rapidement

Les centrales à l'échelle des services publics commandaient une part de 69,85 % en 2025, mais affichent des perspectives stables à mesure que les contrats d'achat d'énergie conclus par les entreprises détournent les charges de base. Les centrales captives industrielles, représentant actuellement 15,35 %, afficheront un TCAC de 3,19 % grâce à la cogénération dans les sables bitumineux, portant leur part à 19,62 % d'ici 2031. Les ajouts captifs de 1,2 à 1,4 GW, menés par Suncor et Imperial Oil, poussent la taille du marché des centrales thermiques au Canada pour la production industrielle vers 5,86 GW en 2031. Les centrales distribuées de moins de 50 MW s'effacent dans les centres urbains où le photovoltaïque en toiture et les batteries concurrencent la cogénération au gaz, mais restent viables pour les centres de données, les hôpitaux et les campus qui accordent de la valeur à la résilience.

Les projets de centrales de pointe prospèrent : l'enchère de capacité 2027 de l'Alberta et les appels d'offres annuels de l'IESO en Ontario rémunèrent 50 à 80 CAD/kW par an, renforçant les arguments d'investissement en faveur des turbines à démarrage rapide. Des opérateurs marchands tels que ENMAX et ATCO extraient déjà des facteurs de capacité de 15 à 25 % de leurs parcs de centrales de pointe, monétisant les services de réserve et de démarrage noir lors des creux d'énergies renouvelables.

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

Analyse géographique

L'Alberta reste l'épicentre, détenant 44,70 % de la capacité du marché des centrales thermiques au Canada en 2025. La sortie du charbon en juin 2024 et une structure de marché groupé dérégulé alimentent une file d'attente de 2 GW de constructions de cycle combiné gaz-vapeur, tandis que les prix du marché groupé en période de pointe supérieurs à 999 CAD/MWh valident l'économie du gaz à démarrage rapide. La liquidité des crédits TIER, d'une valeur de 500 millions CAD en 2024, compense l'escalade du prix du carbone et accélère les modernisations de CSC.

Le marché de la Saskatchewan se contracte avec la fermeture de 1,2 GW de charbon en 2024, mais le cycle combiné gaz-vapeur Aspen et les petits réacteurs modulaires prospectifs comblent une partie du déficit. L'Ontario pivote vers les remises en état nucléaires et 2 GW d'importations hydrauliques fermes en provenance du Québec, restreignant la distribution de gaz principalement aux périodes de pointe. Le nord-est de la Colombie-Britannique émerge comme une poche de croissance, où la charge croissante de GNL Canada pourrait déclencher 700 MW de constructions à gaz après 2025. Le Canada atlantique s'appuie sur les importations hydrauliques via l'interconnexion de 10 milliards CAD d'Hydro-Québec, réduisant l'utilisation thermique à Coleson Cove en dessous de 30 %. Le Manitoba et le Québec, tous deux dominés par l'hydroélectricité, maintiennent le thermique en diesel de secours dans les réseaux isolés.