Taille et part du marché de l'énergie éolienne au Canada - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

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

Incitations fiscales fédérales à l'investissement et Réglementation sur l'électricité propre

L'architecture à double crédit du Canada permet aux développeurs éoliens qualifiés de cumuler un Crédit d'impôt à l'investissement pour les technologies propres de 30 % avec un Crédit d'impôt à l'investissement pour l'électricité propre de 15 %. Les projets qui respectent les règles de salaire en vigueur et atteignent 50 % de contenu national d'ici 2027 peuvent effectivement déduire jusqu'à 40 % du capital admissible, reproduisant, mais en les renforçant, les incitations offertes dans le cadre de la loi américaine sur la réduction de l'inflation. La Réglementation sur l'électricité propre exige en outre que tout actif de production mis en service après 2035 émette moins de 30 tCO₂ par GWh, orientant 40 milliards CAD (29,6 milliards USD) d'investissements des services publics vers les technologies zéro carbone, dont l'éolien est le principal bénéficiaire.^{[1]Environnement et Changement climatique Canada, « Réglementation sur l'électricité propre », ECCC.GC.CA} L'appel de propositions à long terme 2 de l'Ontario illustre l'impact : 1,2 GW de contrats éoliens ont été attribués fin 2025 à 85 CAD par MWh (63 USD par MWh), soit 20 % en dessous du coût de référence évité de la province.

Baisse du coût nivelé de l'énergie éolienne

Ressources naturelles Canada indique que le coût nivelé de l'énergie non subventionné pour les sites à fort potentiel est tombé à 60 CAD par MWh (44 USD par MWh) en 2025, soit 35 % de moins qu'en 2020. Les économies découlent de l'augmentation de la taille des turbines, de facteurs de capacité nets plus élevés et de la consolidation de la chaîne d'approvisionnement qui a réduit les coûts de nacelle de 18 %. L'Alberta et la Saskatchewan en bénéficient de manière disproportionnée : des hauteurs de moyeu de 120 mètres permettent régulièrement d'atteindre des facteurs de capacité nets de 42 % et une production annuelle de 25 GWh par turbine.^{[2]Association canadienne de l'énergie éolienne, « Faits sur l'éolien 2025 », CANWEA.CA} Le repowering amplifie ces gains ; le remplacement de Summerview par TransAlta a porté la production annuelle d'énergie de 450 GWh à 520 GWh tout en ramenant les coûts d'exploitation et de maintenance à 12 CAD par MWh (9 USD par MWh).

Essor des contrats d'achat d'électricité d'entreprise pour l'énergie renouvelable

Les modèles standardisés de contrats d'achat d'électricité plafonnent désormais le risque de base et restaurent l'appétit des entreprises pour les engagements d'achat éolien à long terme. Nova Scotia Power a conclu 400 MW d'accords en 2025 avec Amazon Web Services et Microsoft dans le cadre de contrats indexés sur 15 ans. Le cadre de contrats d'achat d'électricité concurrentiels de l'Ontario permet aux utilisateurs dont la demande de pointe dépasse 5 MW de contourner le marché de gros ; les premiers adoptants ont verrouillé des contrats d'achat d'électricité éolienne sur 20 ans à 70 CAD par MWh (52 USD par MWh), bien en dessous du tarif de détail de 95 CAD par MWh attendu d'ici 2030. Les prêteurs ont répondu en assouplissant les ratios de couverture du service de la dette à 1,25:1 pour les projets entièrement sous contrat.

Pipelines de projets éoliens menés par les Autochtones

Les garanties de prêts fédérales couvrant jusqu'à 80 % de la dette de projet permettent aux Premières Nations de sécuriser la majorité des droits sur les flux de trésorerie sans supporter les charges traditionnelles en fonds propres. Le projet Seven Stars Energy de la Saskatchewan, majoritairement détenu par la Première Nation Cowessess, a été finalisé en 2025 avec seulement 40 millions CAD (30 millions USD) d'apport en fonds propres sur une structure de capital de 400 millions CAD (296 millions USD). Des consultations plus rapides raccourcissent les délais d'approbation ; le parc éolien Maskwacis en Alberta a atteint sa mise en service commerciale 18 mois après le dépôt du dossier, soit la moitié de la moyenne nationale.

Congestion du réseau et risque d'écrêtement en Alberta et en Ontario

L'Alberta a écrêté 508 GWh d'énergie éolienne en 2024, en hausse de 178 % d'une année sur l'autre, avec 1 800 MW de capacité raccordés à des postes de transformation fonctionnant déjà à 95 % de leurs limites thermiques.^{[3]Alberta Electric System Operator, « Bilan du marché 2024 », AESO.CA} Les projets ne reçoivent aucun paiement compensatoire, et chaque tranche de 1 % de production perdue réduit les rendements en fonds propres d'environ 30 points de base. La péninsule Bruce en Ontario fait face à une contrainte similaire qui ne se résorbera pas avant l'achèvement d'un doublement de ligne à 1,2 milliard CAD (888 millions USD) en 2029.

Longueur des procédures d'autorisation et des approbations environnementales

Les évaluations d'impact fédérales pour les parcs éoliens de plus de 200 MW ont duré en moyenne 42 mois en 2024, soit le double des délais légaux, les examens provinciaux étant souvent menés de manière séquentielle plutôt que simultanée.^{[4]Agence d'évaluation d'impact du Canada, « Inventaire des grands projets », IAAC-AEIC.GC.CA} L'Ontario a réduit les délais d'approbation à 9 mois pour les installations de moins de 50 MW, mais la catégorie à l'échelle des services publics qui domine le marché de l'énergie éolienne canadien continue de subir des examens pluriannuels complets.

*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 emplacement : les pipelines en mer reconfigurent la stratégie atlantique

La capacité terrestre détenait l'intégralité de la part du marché de l'énergie éolienne canadien en 2025 à 18,95 GW, mais les attributions de concessions en mer totalisant 14 GW annoncent un changement structurel de la composition sur l'horizon de prévision. La Nouvelle-Écosse seule a accordé des licences sur 5 000 km² de fonds marins avec des facteurs de capacité de 55 % qui justifient des tarifs de rachat à 120 CAD par MWh (89 USD par MWh). Le projet d'hydrogène vert de Terre-Neuve superpose une construction éolienne de 3 GW à une infrastructure d'exportation qui promet des avantages de coût de 1,50 EUR par kg (1,65 USD par kg) par rapport aux projets européens.

La croissance terrestre se poursuit à court terme, avec 2,4 GW en construction en Alberta, en Saskatchewan et en Ontario. Cependant, l'intensité capitalistique de l'éolien en mer, à 5 millions CAD par MW (3,7 millions USD par MW), soit près du double de l'éolien terrestre, concentre la propriété parmi les services publics européens et les fonds de pension qui privilégient les flux de revenus à long terme indexés. Une fois les contraintes portuaires levées, l'éolien en mer pourrait représenter 15 % de la taille du marché de l'énergie éolienne au Canada d'ici 2031.

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

Par capacité des turbines : le repowering accélère le changement de plateforme

Les turbines d'une puissance nominale de 3 à 6 MW représentaient 67,7 % de la capacité en 2025, reflétant la vague de machines V136-3,45 MW et SG 4,5-145 installées depuis 2018. Les modèles de plus de 6 MW croîtront à un TCAC de 11,9 % à mesure que l'économie du repowering et les pales en deux pièces adaptées au transport rendent la classe plus grande attractive même pour les sites à contraintes foncières. Une unité de 6,8 MW produit 60 % d'énergie de plus qu'une conception de 4,5 MW tout en n'augmentant les dépenses d'investissement que de 35 %, améliorant le TRI du projet de 1 à 1,5 point de pourcentage.

Les turbines héritées de moins de 3 MW représentent désormais moins de 15 % des nouvelles commandes et se limitent aux projets communautaires où des hauteurs de bout de pale plus faibles facilitent l'acceptation locale. Les développeurs voient dans le repowering une voie rapide vers la montée en puissance : la mise à niveau de Summerview par TransAlta a remplacé 88 petites turbines par 39 plus grandes, améliorant le facteur de capacité net et réduisant les interventions de maintenance d'un tiers. La tendance soutient une migration progressive vers des machines moins nombreuses et plus hautes qui permettent d'accéder à des vitesses de vent plus élevées en altitude et de réduire les besoins en terrain par MW.

Par application : les modèles communautaires mobilisent les capitaux autochtones

Les actifs à l'échelle des services publics dominaient 92,1 % de la capacité en 2025, car les constructions en volume amortissent les frais de transport qui s'élèvent en moyenne à 80 000 CAD par MW. Néanmoins, les projets menés par les communautés devraient croître à un TCAC de 12,5 % à mesure que le programme de garanties de prêts d'Ottawa réduit les fonds propres des promoteurs à 10 % et laisse les flux de trésorerie à long terme au sein des communautés d'accueil. Les projets Seven Stars en Saskatchewan et Maskwacis en Alberta, tous deux majoritairement détenus par des Autochtones, démontrent comment des consultations simplifiées permettent de gagner 18 mois sur l'examen fédéral.

Les projets commerciaux et industriels en autoconsommation restent marginaux à 2 % de la capacité, car la plupart des provinces plafonnent le comptage net à 500 kW. La modification des règles relatives aux contrats d'achat d'électricité directs en Ontario commence à modifier ce calcul pour les usines et les centres de données qui peuvent co-implanter des parcs éoliens de 5 à 20 MW et les associer à des batteries pour arbitrer les tarifs en fonction de l'heure d'utilisation. Bien que l'échelle des services publics conserve la part du lion, les installations communautaires et commerciales et industrielles apportent une diversification et renforcent la licence sociale d'exploitation, élément crucial alors que l'opposition rurale se durcit ailleurs.

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

Analyse géographique

L'Alberta était en tête avec 4,8 GW en 2025, mais les contrats d'achat d'électricité d'entreprise se sont effondrés de 99 % l'année précédente, les prix marchands horaires oscillant entre 20 et 200 CAD par MWh, décourageant les acheteurs à long terme sur AESO.CA. L'Ontario a comblé le vide de la demande, ajoutant 800 MW en 2025 via son appel de propositions à long terme 2 et visant 2 GW supplémentaires d'ici 2028 pour compenser le retrait des centrales à gaz. Le Québec, qui dispose de 3,6 GW, a tiré parti de la ligne d'exportation de 1 200 MW d'Hydro-Québec vers New York, obtenant 75 USD par MWh, soit une prime de 25 % par rapport aux prix de gros nationaux.

Les provinces de l'Atlantique sont devenues le principal foyer de croissance. La Nouvelle-Écosse a mis aux enchères 11 GW de zones de concession en mer entre 2024 et 2025 et pourrait dépasser l'Alberta en capacité installée d'ici 2035, sous réserve du respect des calendriers de mise à niveau des ports. La stratégie de Terre-Neuve visant à produire 3 GW d'éolien en mer pour alimenter la production d'hydrogène vise à livrer du carburant vert à l'Europe à 4 EUR par kg (4,40 USD par kg), surpassant les alternatives produites localement de 1,50 EUR par kg. La Saskatchewan et le Manitoba, avec 1,4 GW combinés, s'appuient sur des partenariats autochtones qui permettent une propriété majoritaire par les communautés tout en maintenant des structures de projet bancables.

L'abondance hydroélectrique de la Colombie-Britannique maintient les prix de gros près de 40 CAD par MWh, limitant les ajouts éoliens à seulement 600 MW d'ici 2025. Néanmoins, son dernier plan de ressources prévoit 1,2 GW d'éolien entre 2027 et 2030 pour répondre aux besoins d'électrification du gaz naturel liquéfié, bien que les examens environnementaux de 36 mois restent un obstacle.