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Énergie au Canada

Le secteur de l'énergie au Canada est caractérisé par l'abondance de ses ressources et la proximité immédiate d'un marché naturel : les États-Unis. Le Canada était en 2019 le 6e producteur d'énergie au monde, avec 3,6 % de la production mondiale et le 7e producteur d'électricité en 2021 avec une part de 2,3 %. Sa production d'électricité est tirée en majorité (67,2 % en 2021) des énergies renouvelables, en particulier de l'hydraulique (59,3 %) et de l'énergie éolienne (5,5 %) ; le nucléaire fournit 14,4 % et les combustibles fossiles 18,3 %. L'électricité contribue pour 22,2 % à la consommation finale d'énergie du pays en 2019.

Énergie au Canada
Image illustrative de l’article Énergie au Canada
L'exploitation des sables bitumineux en Alberta
Bilan énergétique (2020)
Offre d'Ă©nergie primaire (TPES) 12 039 PJ
(287,5 M tep)
par agent énergétique gaz naturel : 39,1 %
pétrole : 32,7 %
électricité : 19,9 %
bois : 4,6 %
charbon : 3,7 %
Énergies renouvelables 17,3 %
Consommation totale (TFC) 7 785 PJ
(185,9 M tep)
par habitant 207 GJ/hab.
(4,9 tep/hab.)
par secteur ménages : 19 %
industrie : 25,3 %
transports : 36,6 %
services : 15,3 %
agriculture : 3,8 %
Électricité (2020)
Production 640,88 TWh
par filière hydro : 60 %
thermique : 16,7 %
nucléaire : 15,3 %
Ă©oliennes : 5,6 %
biomasse/déchets : 1,6 %
autres : 0,7 %
Combustibles (2020 - PJ)
Production pétrole : 10881
gaz naturel : 6488
charbon : 1026
bois : 569
Commerce extérieur (2020 - PJ)
Importations électricité : 35
pétrole : 1985
gaz naturel : 832
charbon : 195
bois : 55
Exportations électricité : 242
pétrole : 8922
gaz naturel : 2504
charbon : 801
bois : 68
Sources
Agence internationale de l’énergie[1] - [s 1]
NB : dans le bilan énergétique, l'agent « bois » comprend l'ensemble biomasse-déchets

Le Canada était en 2018 le 2e producteur mondial d'uranium avec 13,1 % de la production mondiale ; il figure également en 2021 parmi les plus grands producteurs d'hydroélectricité (2e rang), d'électricité nucléaire (6e rang), de pétrole (4e rang), de gaz naturel (6e rang) et de charbon (15e rang). Ses réserves de pétrole sont les troisièmes au monde (10,8 % du total mondial), mais sont constituées à 97,2 % de sables bitumineux.

Les Canadiens sont de gros consommateurs d'Ă©nergie primaire : 340,3 GJ/habitant en 2019, soit 4,3 fois la moyenne mondiale ; ils dĂ©passent mĂŞme Ă  cet Ă©gard leurs voisins amĂ©ricains (282 GJ/hab), avec qui ils forment le plus grand marchĂ© commun Ă©nergĂ©tique au monde. Le Canada envoie vers les États-Unis 95 % de ses exportations de pĂ©trole et la totalitĂ© de celles de gaz. Il exporte aussi des quantitĂ©s significatives d'uranium et de charbon en Asie, en Europe et en AmĂ©rique latine.

Bien qu'il soit un exportateur net d'énergie, le Canada importe néanmoins de grandes quantités de combustibles fossiles. Il est à la fois fournisseur et client sur les marchés mondiaux du charbon, du pétrole et du gaz naturel en raison de la distance qui sépare les principaux gisements, dans l'ouest du Canada, des principaux centres de consommation, concentrés en Ontario et au Québec, dont les raffineries ne peuvent traiter les sables bitumineux qui constituent aujourd'hui la plus grande partie de la production canadienne. Le Canada exporte également de l'électricité vers les États-Unis.

L'exploitation des sables bitumineux de l'Athabasca crĂ©e de graves pressions sur l'environnement et a fait du Canada l'un des plus grands Ă©metteurs de gaz Ă  effet de serre par habitant : les Ă©missions de CO2 liĂ©es Ă  l'Ă©nergie atteignaient au Canada 15,19 tonnes de CO2 par habitant en 2019, soit 3,5 fois la moyenne mondiale et 5 % au-dessus de celles des États-Unis.

Vue d'ensemble

Principaux indicateurs de l'Ă©nergie au Canada[1]
Population[s 1] Consommation
Ă©nergie primaire
Production Exportation
nette
Consommation
électricité
Émissions
de CO2[s 1]
Année Million PJ PJ PJ TWh Mt CO2éq
1990288 84611 5752 484448420
20003110 62015 6965 346523516
20103410 91816 6806 014530529
20113411 16317 3016 245544537
20123511 25117 8716 633537534
20133511 47818 7417 401554542
20143611 78119 6317 698559544
20153611 71819 7817 866543542
20163612 16220 3068 302538541
201736,512 66421 6258 973522548
20183712 84422 5149 495528573
201937,612 79522 4249 627564,6571
variation
1990-2019
+34 %+45 %+94 %+288 %+26 %+36 %

Comparaisons internationales

L'Agence internationale de l'Ă©nergie classe le Canada parmi les dix premiers pays du monde pour plusieurs indicateurs :

Place du Canada dans les classements mondiaux
Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires
PĂ©trole brut[s 2] Production 4e 2020p 255 Mt 6,2 % 1er : États-Unis (706 Mt), 2e : Russie (512 Mt), 3e : Arabie saoudite (511 Mt)
Exportation nette 4e 2019 154 Mt 7,5 % 1er : Arabie saoudite (352 Mt), 2e : Russie (269 Mt), 3e : Irak (195 Mt)
Gaz naturel[s 3] Production 5e 2020p 184 Mds m3 4,6 % 1er : États-Unis (949 Gm3)
Exportation nette 7e 2020p 47 Mds m3 4,6 % 1er : Russie (230 Gm3)
Charbon[s 4] Exportation nette 8e 2020p 26 Mt 2,1 % 1er : IndonĂ©sie (396 Mt)
NuclĂ©aire[s 5] Production d'Ă©lectricitĂ© 6e 2019 101 TWh 3,6 % 1er : États-Unis (843 TWh)
Puissance installĂ©e 7e 2020 14 GW 3,6 % 1er : États-Unis (97 GW)
% nucléaire/élec* 7e 2019 15,7 % 1er : France (69,9 %)
HydroĂ©lectricitĂ©[s 6] Production 3e 2019 380 TWh 8,8 % 1er : Chine (1 304 TWh), 2e : BrĂ©sil (398 TWh)
Puissance installĂ©e 4e 2019 81 GW 6,2 % 1er : Chine (356 GW), 2e : BrĂ©sil (110 GW)
% hydro/élec 3e 2019 58,8 % 1er : Norvège (93,4 %), 2e : Brésil (63,5 %)
Énergie Ă©olienne[s 7] Production d'Ă©lectricitĂ© 9e 2019 33 TWh 2,3 % 1er : Chine (406 TWh), 2e : États-Unis (298 TWh)
Puissance installĂ©e 9e 2019 13,4 GW 2,2 % 1er : Chine (210,3 GW)
% Ă©olien/Ă©lec* 9e 2019 5,1 % 1er : Allemagne (20,7 %), Espagne (20,4 %)
ÉlectricitĂ©[s 8] Production 6e 2019 645 TWh 2,4 % 1er : Chine (7 472 TWh), 2e : États-Unis (4 371 TWh)
Exportation nette 2e 2017 47 TWh 14,0 % 1er : France (58 TWh), 3e : Allemagne (33 TWh)
Production d'Ă©lectricitĂ© par source[s 9] Renouvelables 4e 2019 427 TWh 6,1 % 1er : Chine (2 015 TWh), 2e : États-Unis (767 TWh), 3e : BrĂ©sil (515 TWh)
2020p : données provisoires pour 2020
* % source (nucléaire, éolien)/total production d'électricité

Production d'Ă©nergie primaire

Le Canada Ă©tait en 2019 le 6e producteur d'Ă©nergie du monde avec 22 424 PJ, soit 3,6 % du total mondial[s 1].

Production d'Ă©nergie primaire au Canada par source (PJ)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2020 % 2020 var.
2020/1990
Charbon1 58813,71 4419,21 4218,51 2921 0264,8 %-35 %
PĂ©trole3 94234,35 37734,36 99942,09 47510 88150,5 %+176 %
Gaz naturel3 70932,06 21239,65 41932,55 8266 48830,1 %+75 %
Ss-total fossiles9 23879,813 02983,013 83983,016 59318 39585,3 %+99 %
NuclĂ©aire8127,07945,19895,91 1111 0715,0 %+32 %
Hydraulique1 0689,21 2918,21 2657,61 3761 3856,4 %+30 %
Biomasse-déchets4563,95813,75533,35935692,6 %+25 %
Éolien, solaire0,1ns10,01340,21091470,7 %ns
Total EnR1 52413,21 87311,91 85211,12 0782 1019,7 %+38 %
Total11 57510015 69610016 68010019 78121 567100 %+86 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

Énergie fossile

Histoire du pétrole au Canada

Il a fallu plus d'un siècle avant que l'industrie pétrolière canadienne connaisse un véritable départ. Le Canada se targue d'avoir exploité le premier puits commercial au monde, à Petrolia, dans le sud-ouest de l'Ontario en 1858, mais le potentiel pétrolier de l'Alberta est mis en valeur depuis le début du XXe siècle. Un premier grand champ pétrolifère, celui de Turner Valley, est exploité à compter des années 1920[2].

La découverte d'un important gisement de pétrole à Leduc en – une municipalité rurale située à une cinquantaine de kilomètres au sud-est d'Edmonton – arrive à point nommé pour le Canada. Au sortir de la Seconde Guerre mondiale, la consommation de pétrole est en pleine croissance, en raison du développement du transport routier.

À cette époque, le charbon constituait plus de la moitié de toute l'énergie primaire consommée au Canada, alors que le pétrole et le gaz ne répondaient qu'au tiers des besoins énergétiques. La production de pétrole domestique ne comblait que 11 % de la demande des raffineries canadiennes, le reste étant importé[3].

Leduc et les premiers pipelines
Le puits Leduc #1.

La découverte de Leduc entraîne une augmentation marquée de la prospection et des nouvelles découvertes, mais le pétrole de l'Alberta ne pourra être commercialisé à une grande échelle à moins qu'il puisse être transporté à coût modique vers les places de raffinage. En 1949, le gouvernement de Louis St-Laurent fait adopter la Loi sur les pipelines, qui s'inspire largement de la Loi sur les chemins de fer.

La nouvelle loi, adoptĂ©e Ă  la veille d'une Ă©lection fĂ©dĂ©rale, Ă©tablit un cadre lĂ©gal balisant la construction et l'exploitation des olĂ©oducs et gazoducs interprovinciaux et internationaux qui relieront les gisements et les lieux de transformation. Parmi les premiers Ă  saisir l'occasion, la sociĂ©tĂ© amĂ©ricaine Imperial Oil commence la construction d'un olĂ©oduc de 720 km, l’Interprovincial Pipeline, reliant Edmonton Ă  Regina[4].

Reste maintenant à déterminer le tracé de l'oléoduc pour atteindre les raffineries de l'Ontario. Afin de réduire les coûts, on envisage de transporter le brut jusqu'au lac Supérieur, où il serait chargé sur des pétroliers et acheminé au centre pétrochimique de Sarnia. Deux tracés s'affrontent. D'un côté, Imperial Oil, le propriétaire du pipeline, fait la promotion d'un tracé en ligne droite qui rejoint le lac Supérieur, à Superior, dans le nord du Wisconsin. De l'autre, l'opposition conservatrice au Parlement revendique, au nom d'un nationalisme énergétique canadien, la construction d'un oléoduc entièrement en sol canadien, qui aurait Port-Arthur (aujourd'hui Thunder Bay) pour terminus.

Le problème est Ă©pineux pour C.D. Howe, dĂ©putĂ© de Port-Arthur et « ministre de tout » dans les gouvernements de William Lyon Mackenzie King et de Saint-Laurent. Howe et le gouvernement acceptent la proposition d'Imperial et le pĂ©trole commence Ă  s'Ă©couler dans le pipeline de 1 840 km dès , juste Ă  temps pour alimenter la croissance substantielle de l'Ă©conomie canadienne au cours de la pĂ©riode 1951-1956[5]. Le pipeline TransMountain, reliant Edmonton, Vancouver et les raffineries de Puget Sound, dans l'État de Washington est inaugurĂ© en 1954.

Compte tenu du débat houleux à la Chambre des communes au sujet de la construction du gazoduc Trans-Canada en 1956, l'élite politique canadienne, tant libérale que conservatrice, arrive à la conclusion que le développement du secteur pétrolier au Canada serait mieux servi par un tribunal administratif, qui désamorcerait le caractère explosif de ces questions. La commission Gordon, mise sur pied par les libéraux, arrive à cette conclusion dès 1957, mais le nouveau premier ministre, John Diefenbaker, décide plutôt de confier le dossier de la réglementation de cette industrie à un groupe dirigé par l'homme d'affaires Henry Borden, un conservateur.

Office national de l'Ă©nergie

MalgrĂ© ses ressources pĂ©trolières connues et sa capacitĂ© de production — qui augmente de 300 000 Ă  437 000 barils par jour entre 1955 et en raison de la crise de Suez —, le Canada demeure un importateur net de pĂ©trole. La raretĂ© de l'infrastructure de transport entre rĂ©gions productrices et consommatrices ne permet pas de dĂ©velopper les deux tiers du potentiel[6].

L'annĂ©e suivante, la production albertaine redescend sous les 300 000 barils et deux visions contradictoires s'affrontent. D'une part, les producteurs indĂ©pendants canadiens, menĂ©s par la compagnie Home Oil et appuyĂ©s du premier ministre albertain, Ernest Manning, militent pour l'approvisionnement des raffineries de MontrĂ©al avec la construction d'un olĂ©oduc qui aurait acheminĂ© 200 000 barils par jour en 1960, pour augmenter a 320 000 barils en 1965[7].

Le projet aurait eu l'avantage de sécuriser l'accès au marché domestique pour les producteurs indépendants canadiens afin d'écouler un plus grand volume le plus rapidement possible, de créer de l'activité économique dans toutes les régions canadiennes, tout en réduisant les importations de brut dans l'est du Canada, ce qui aurait eu un avantage sur la balance des paiements et la sécurité des approvisionnements[8].

Toutefois, le coût du pétrole albertain livré à Montréal, principale place de raffinage du Canada à l'époque, aurait coûté 10 % plus cher que le brut vénézuélien livré par bateau par le Saint-Laurent ou l'oléoduc Portland-Montréal, affirment les compagnies pétrolières internationales installées à Montréal, ce qui aurait eu pour effet d'augmenter les prix à la pompe. Dans tout ce dossier, les parlementaires québécois demeurent silencieux, convaincus par l'argument des Sept Sœurs[8].

La commission Borden propose donc un compromis. Elle recommande la création d'un Office national de l'énergie et la création d'un marché protégé pour le pétrole canadien, mais établit une « frontière » au-delà de laquelle le pétrole serait acheté sur le marché international. Les régions à l'est de la rivière des Outaouais – en gros, le Québec et les provinces de l'Atlantique – continueront de s'approvisionner sur le marché international alors que les régions à l'ouest consommeront le pétrole de l'Alberta. La frontière, appelée la « ligne Borden », sera établie par le gouvernement Diefenbaker en 1961[9].

Politique d'exportation
Toronto en 1971.
Une production en hausse permet au Canada d'exporter de plus en plus de pétrole.

La Politique nationale du pétrole (PNP) de 1961 tient compte des intérêts des uns et des autres; l'Alberta se garantit un marché réservé pour sa production dont les coûts sont plus élevés que le prix mondial, l'Ontario obtient l'expansion de son industrie pétrochimique et Montréal peut conserver ses prix moins élevés[10]. L'équilibre de la balance commerciale est atteint pour le gouvernement fédéral puisque les importations de pétrole à bas prix de l'est sont compensées par des exportations du pétrole plus cher vers les États-Unis[11].

La place marginale occupée par les producteurs canadiens dans l'industrie pétrolière préoccupe assez peu les politiciens fédéraux dans les années qui précèdent le premier choc pétrolier. À l'exception de mesures fiscales proposées dans le discours du budget de 1963 de Walter L. Gordon, mesures qui ont dû être retirées en raison de l'opposition du Parti progressiste-conservateur, des pétrolières et des milieux financiers, les gouvernements Pearson et Trudeau ne freinent pas le mouvement de concentration de la propriété de l'industrie par des intérêts américains. Ainsi, en 1962, les huit grandes sociétés pétrolières internationales possèdent 62 % des concessions et 95 % de la capacité de raffinage[11]. Tout au plus, les gouvernements font-ils quelques acquisitions, dont un intérêt de 45 %, acquis en 1967 dans la Panartic Oils, une entreprise de prospection spécialisée dans les projets spéculatifs des régions pionnières dans l'Arctique. Les gouvernements successifs se contentent plutôt de promouvoir l'exportation du pétrole canadien vers les États-Unis et l'Office national de l'énergie accède aux demandes de permis.

Le ministre de l'Énergie dans le premier gouvernement Trudeau, Joe Greene, s'était fait une priorité d'augmenter les ventes de pétrole et de gaz canadien, allant même jusqu'à affirmer en 1971 que le Canada disposait de 923 ans de réserves de pétrole et de 392 ans de réserves de gaz[11]. Ces prévisions fort optimistes ne résisteraient pas aux événements qui allaient secouer le monde occidental moins de deux ans plus tard.

Le statu quo pour l'industrie commence à changer le . Ce soir-là, les Albertains chassent le Crédit social du pouvoir après 36 années de règne ininterrompu. Le nouveau premier ministre, le conservateur Peter Lougheed, décide d'entamer des négociations avec l'industrie afin d'augmenter la redevance pétrolière prélevée par sa province et que le gouvernement précédent avait fixée à 16,7 % dans une loi datant de 1949. Le gouvernement va de l'avant et propose l'ajout d'une taxe sur les réserves, qui a le même effet que d'augmenter la redevance à 23 % en 1972. Cette proposition est retirée quelques mois plus tard, en raison de mesures fédérales et Lougheed décide unilatéralement de réorganiser le système de redevance, en fonction des augmentations de prix, ce qui désarçonne l'industrie, qui croyait pourtant avoir affaire à un conservateur partisan de la libre entreprise[12].

Premier choc pétrolier
La guerre du Kippour incite le gouvernement canadien à imposer un contrôle des prix et des exportations de pétrole canadien.

Pendant ce temps à Ottawa, le gouvernement est mal préparé à l'embargo déclaré par les membres de l'Organisation des pays arabes exportateurs de pétrole (OPAEP), à la suite du déclenchement de la guerre du Yom Kippour.

Le gouvernement fédéral manque d'information sur la situation et les réserves pétrolières et ses interventions précédentes dans le secteur pétrolier – notamment la tentative de prise de contrôle par le gouvernement de Home Oil, à l'époque la plus importante société pétrolière sous contrôle canadien[note 1] – avaient été dictées par des impératifs politiques[13]. La création d'une société pétrolière nationale devient une question abordée publiquement afin de faire face à la domination des capitaux américains sur les ressources naturelles canadiennes.

Les fonctionnaires travaillent sur une politique énergétique qui est rendue publique en . La politique aborde la création d'une société pétrolière nationale (SPN) qui « pourrait être l'instrument puissant qui permettrait au Canada de faire contrepoids aux influences étrangères dans son propre secteur pétrolier et gazier ». Le rapport évite toutefois de trancher la question, se contentant de souligner certains avantages et inconvénients d'une telle décision[14].

Mais la situation gĂ©opolitique devient de plus en plus tendue et les prix montent. Le gouvernement Trudeau qui, quelques annĂ©es plus tĂ´t, moussait les exportations Ă  destination des États-Unis et se targuait d'avoir des rĂ©serves immenses devient plus discret. L'Alberta, qui exporte 1,2 Mbbl/j en 1973 grâce Ă  la levĂ©e des contrĂ´les Ă  l'importation amĂ©ricains, produit Ă  la limite de ses capacitĂ©s. L'Office national de l'Ă©nergie intervient et, pour la première fois de son histoire, refuse de permettre une partie des exportations, en raison de la capacitĂ© limitĂ©e de transport[15].

Les partis d'opposition rĂ©clament la crĂ©ation d'une SPN et les consommateurs sont mĂ©contents de la hausse des prix Ă  la pompe. Le , Un mois avant le dĂ©clenchement des hostilitĂ©s au Proche-Orient, le gouvernement annonce trois mesures. Il impose un gel « volontaire » des prix intĂ©rieurs pour cinq mois, annonce le prolongement de l'olĂ©oduc interprovincial de Toronto Ă  MontrĂ©al et impose une taxe Ă  l'exportation de 40 cents le baril[16] - [17]. Cette taxe Ă  l'exportation passe Ă  1,90 dollar en , Ă  2,20 dollars en , Ă  4 dollars en avril et Ă  5,20 dollars en juin[17].

Parallèlement à cette effervescence à Ottawa, de nouveaux réseaux d'approvisionnement sont organisés d'urgence pour desservir les raffineries de l'est. En attendant l'ouverture de l'oléoduc Toronto-Montréal, qui livrera ses premiers volumes au milieu de 1976, des pétroliers et des trains font la navette entre Sarnia et Montréal, tandis que d'autres vaisseaux sont chargés de brut à Vancouver pour être expédiés à l'est, via le canal de Panamá.

ContrĂ´le des prix
Évolution du prix international, en bleu, et du prix administré canadien, en rouge, entre 1962 et 1987.
La raffinerie d'Oakville, en Ontario.

Le , le premier ministre Trudeau intervient à la télévision pour affirmer que l'Alberta a touché un avantage de 500 millions $ dans le passé en vendant du pétrole au prix fort à l'Ontario et que désormais, l'Alberta devrait subventionner les consommateurs de l'est[18], une première salve dans la guerre qui opposera Ottawa et Edmonton pendant toute une décennie.

La question fondamentale que soulève le nouveau programme de fixation d'un prix unique est le suivant : doit-on fixer ce prix unique en fonction du pétrole international livré au quai à Montréal ou utiliser le prix d'Edmonton? Les libéraux fédéraux se présentent comme l'arbitre ultime entre les intérêts des provinces productrices, qui veulent maintenir des prix plus élevés afin d'assurer la sécurité et la pérennité des approvisionnements et les provinces consommatrices, plus préoccupées par le maintien de leur secteur manufacturier et qui réclament, en conséquence, des prix plus bas[19].

Tandis qu'Ottawa en appelle à la « responsabilité fraternelle » des Albertains envers leurs compatriotes, Edmonton réplique que le pétrole et le gaz sont des ressources non renouvelables et qu'elles doivent être vendues « uniquement à des prix qui reflètent leur valeur réelle »[19].

Selon Peter Foster[20], Ottawa n'avait pas simplement pour but de préserver une équité théorique entre les régions. La croissance spectaculaire des revenus pétroliers du gouvernement albertain, qui produisait 90 % du brut canadien, pouvait mettre en péril le système de péréquation, bien que les revenus énergétiques n'étaient pas totalement comptabilisés dans le cadre de la formule[21]. Et pendant qu'Edmonton augmente substantiellement ses redevances, Ottawa exclut ces paiements des dépenses déductibles, ce qui frappe doublement les producteurs.

En situation minoritaire au Parlement et donc soucieux des consĂ©quences Ă©lectorales des prix du pĂ©trole, Trudeau convoque les premiers ministres Ă  une confĂ©rence fĂ©dĂ©rale-provinciale sur l'Ă©nergie en , oĂą il obtient des provinces l'adoption du principe d'un prix unique pour le pĂ©trole Ă  travers le Canada. Le prix du baril est fixĂ© en mars Ă  6,50 $ pour le marchĂ© intĂ©rieur et Ă  10,50 $ pour le pĂ©trole destinĂ© Ă  l'exportation, la diffĂ©rence entre les deux prix constituant une taxe Ă  l'exportation. Les prix restent en vigueur jusqu'au et rĂ©duisent considĂ©rablement les volumes exportĂ©s, qui passent de 1,2 million de barils en 1973 Ă  282 000 barils quatre ans plus tard[22].

Le gouvernement fĂ©dĂ©ral peut donc respirer un peu. Après l'Ă©lection de juillet, oĂą le Parti libĂ©ral obtient une majoritĂ©, le gouvernement fait adopter la Loi sur l'administration du pĂ©trole, qui renforce les pouvoirs fĂ©dĂ©raux en cas d'impasse dans les nĂ©gociations avec les provinces. Une confĂ©rence fĂ©dĂ©rale-provinciale convoquĂ©e en ne rĂ©ussit pas Ă  obtenir un consensus, l'Ontario faisant valoir que 90 % de la hausse des 18 mois prĂ©cĂ©dents s'Ă©tait retrouvĂ©e dans les coffres des provinces productrices et du gouvernement fĂ©dĂ©ral. Ottawa conclut donc Ă  l'Ă©chec de ce mĂ©canisme et utilise donc ses nouvelles compĂ©tences en vertu de la Loi sur l'administration du pĂ©trole pour imposer une hausse de 1,50 $ du prix administrĂ© qui passe Ă  $ le baril, Ă  compter de . Les prix augmenteront graduellement deux fois par annĂ©e durant les annĂ©es suivantes, pour atteindre 80 % du prix mondial en 1978[23].

Petro-Canada

Le , le gouvernement fédéral présente un programme en 11 points afin de remplacer la politique pétrolière héritée du rapport Borden. La pièce maîtresse de cette politique – qui a pour objectif l'autosuffisance canadienne en matière pétrolière avant la fin des années 1970[note 2] –, est l'annonce de la création prochaine d'une société pétrolière nationale, qui aurait pour mandat d'augmenter la présence d'intérêts canadiens dans l'industrie. Doern et Toner précisent toutefois que la volonté du gouvernement fédéral n'était pas de nationaliser le secteur, la création de ce qui deviendra Petro-Canada devant plutôt être considérée comme une alternative à la nationalisation[24].

Le projet de loi C-32 est présenté à la Chambre des communes en , mais il mourra au feuilleton quelques jours plus tard, en raison de la défaite du gouvernement minoritaire. Reporté au pouvoir avec un mandat majoritaire lors de l'élection du , le gouvernement libéral réintroduit le projet de loi abandonné avant la fin des travaux du Parlement précédent[25].

Dans le projet de loi qui a été adopté en 1975, Petro-Canada avait le mandat d'accroître la propriété canadienne dans le secteur, toujours dominé par Imperial et les autres majors américains, de servir d'intermédiaire avec d'autres SPN et d'investir dans l'exploration dans les régions pionnières de l'Arctique. Sans l'exclure totalement, la déclaration du premier ministre Trudeau de avait insisté pour réduire les attentes au sujet de l'entrée de Petro-Canada dans les activités en aval – le raffinage et la vente au détail[25].

Le , la nouvelle société de la Couronne amorce ses opérations modestement par une rencontre de ses quatre employés dans un café de Calgary. Pendant les premiers mois de son existence, Petro-Canada joue un rôle modeste, gérant les quelques intérêts pétroliers du gouvernement fédéral, dont la participation à Panartic Oil et la participation de 15 % dans le projet Syncrude d'exploitation des sables bitumineux.

En août, elle acquiert la société Arcan, la filiale canadienne du groupe Atlantic Richfield pour la somme de 340 millions $, ce qui permet à la société de commencer ses opérations d'exploration, notamment dans le delta du Mackenzie et dans la région de l'île de Sable, en Nouvelle-Écosse[26].

Moins de deux ans plus tard, Petro-Canada lance une offre publique d'achat sur Husky Oil, qui détenait des droits sur le gisement de Lloydmister, à la frontière de l'Alberta et de la Saskatchewan, mais la société d'État est doublée en douce par Alberta Gas Trunk Line (qui allait devenir NOVA). Qu'à cela ne tienne, l'attention portée à la prise de contrôle ratée de Husky en masque une autre transaction, avec Pacific Petroleum, qui est négociée en parallèle. La transaction de 1,5 milliard $, annoncée en et complétée en juillet de l'année suivante, est financée à partir d'une émission d'actions privilégiées en devises américaines auprès des principales banques à charte canadiennes[27].

Bien que principalement impliquée dans l'exploration et l'extraction, Pacific est une entreprise intégrée, « présente dans le raffinage, la distribution et la commercialisation à l'ouest de Thunder Bay »[28], mettant la société de la Couronne en concurrence directe avec les entreprises privées en aval pour les dollars des consommateurs.

La situation présente un dilemme pour le gouvernement conservateur minoritaire de Joe Clark, qui prend brièvement les rênes du pouvoir après l'élection du 22 mai 1979. Car aussi impopulaire qu'elle puisse être au sein du nouveau gouvernement – M. Clark a promis de privatiser la société pétrolière –, l'apparition de stations-service de Petro-Canada suscite une forte adhésion du public[29].

Deuxième choc pétrolier
La révolution iranienne de 1979 force le gouvernement de Joe Clark à intervenir dans le dossier énergétique.

Une autre raison refroidit l'ardeur du gouvernement à privatiser la société pétrolière nationale. La situation internationale s'emballe en raison de la prise de contrôle de l'Iran par les Gardiens de la Révolution et en conséquence, le prix du brut double dans la deuxième moitié du mois de [30].

À nouveau, la situation géopolitique force le gouvernement du Canada à intervenir dans le dossier énergétique. Joe Clark se trouve pris — comme Trudeau avant lui —, entre les positions irréconciliables de deux premiers ministres aux intérêts diamétralement opposés. Et l'appartenance à la même famille politique des trois protagonistes de 1979 ne change rien à la situation. Bill Davis de l'Ontario plaide que chaque hausse d'un dollar du prix du brut augmente l'inflation de 0,6 % et le chômage de 0,2 % dans la province la plus populeuse du pays, tandis que Peter Lougheed de l'Alberta demande une hausse de prix qui ajusterait les prix administrés canadiens aux cours en vigueur à Chicago, en plus de demander le maintien de la proportion des revenus tirés par sa province. Clark doit également considérer l'impact sur les finances publiques d'un niveau de subvention élevé dans un contexte de déficit budgétaire important au niveau fédéral. En l'absence de consensus, le gouvernement présente une augmentation de la taxe d'accise sur l'essence de 18¢ le gallon, dans le budget présenté par le ministre des Finances, John Crosbie, le . Quelques jours plus tard, le gouvernement conservateur subira la défaite dans un vote de confiance, ce qui provoque une deuxième élection générale en moins d'un an[31].

Mais contrairement à 1975, alors que Trudeau avait fait fi de l'intransigeance de Davis, Lougheed est le grand perdant de l'impasse de 1979. En contribuant à l'impasse qui a provoqué la défaite des Tories en chambre et au retour de Pierre Elliott Trudeau, l'année suivante, le premier ministre albertain s'est retrouvé avec un interlocuteur fédéral beaucoup plus enclin à imposer une politique plus centralisatrice, soulignent Doern et Toner[32].

Développement du pétrole non conventionnel
La plate-forme pétrolière de Terra Nova, au large de Terre-Neuve.

Quatre majors ont cĂ©dĂ© leurs parts dans les sables bitumineux de l'Alberta Ă  la suite de la chute des cours du pĂ©trole entamĂ©e en 2014 : Total a cĂ©dĂ© des parts et suspendu des projets sur place en 2015, Statoil s'est dĂ©sengagĂ© du Canada en , et en Royal Dutch Shell a vendu des parts de gisements de sables bitumineux Ă  Canadian Natural Resources, pour 8,5 milliards de dollars, puis l'amĂ©ricain ConocoPhillips a cĂ©dĂ© des actifs dans le pays Ă  la compagnie locale Cenovus Energy, pour 13,3 milliards de dollars. L'exploitation des sables bitumineux est rĂ©putĂ©e parmi les plus chères au monde, avec un point mort estimĂ© entre 80 et 90 dollars le baril. Le retrait des majors n'est toutefois pas total. ExxonMobil, BP, Chevron, Total ou ConocoPhillips conservent des actifs dans le pays[33].

Total dĂ©tient des participations dans plusieurs projets d'exploitation de sables bitumineux dans la province de l'Alberta : 50 % (depuis 20 ans) dans le gisement de Surmont, d'une capacitĂ© brute de production de 150 000 bl/j (barils par jour) et 25 % dans celui de Fort Hills, mis en production le , dont la production devrait atteindre 180 000 bl/j. Mi-2014, le groupe avait suspendu ses travaux d'ingĂ©nierie sur les projets de Joslyn et Northern Lights au Canada, leur coĂ»t ne passant pas les critères de rentabilitĂ© du groupe[34].

Réserves de pétrole
Carte de gisements de schiste bitumineux au Canada en 2014.

Les rĂ©serves prouvĂ©es de pĂ©trole du Canada Ă©taient estimĂ©es par l'Agence fĂ©dĂ©rale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) Ă  26,55 Gt (milliards de tonnes) fin 2020, soit 10,8 % du total mondial, au 3e rang mondial, loin derrière le VĂ©nĂ©zuela (19,3 %) et l'Arabie saoudite (16,2 %), et devant l'Irak (8,0 %) et la Russie (6,0 %). Cependant, 97,2 % de ces rĂ©serves sont constituĂ©es de sables bitumineux[r 1], dont l'exploitation est difficile, Ă©nergivore et fortement Ă©mettrice de gaz Ă  effet de serre. Elles reprĂ©sentaient 105 annĂ©es de production au rythme de 2020[r 2]. Elles ont baissĂ© de 3 % depuis 2010[35].

Production de pétrole

En 2021, selon BP, le Canada a produit 267,1 Mt (millions de tonnes) de pĂ©trole, soit 5,43 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 6,3 % en 2021 et de 57 % depuis 2011. Il se classe au 4e rang mondial avec 6,3 % de la production mondiale, loin derrière les États-Unis (16,8 %), la Russie (12,7 %) et l'Arabie Saoudite (12,2 %), et devant l'Irak (4,8 %) et la Chine (4,7 %)[p 1].

Consommation de pétrole

En 2021, le Canada a consommĂ© 4,17 EJ (exajoules) de pĂ©trole, soit 2,23 Mb/j (millions de barils par jour), en hausse de 1,7 % en 2021, mais en baisse de 9 % depuis 2011. Il se classe au 10e rang mondial avec 2,3 % de la consommation mondiale. Le Canada consomme 41 % de sa production[p 2].

Exportations et importations de pétrole

Le Canada a exportĂ© 197,4 Mt et importĂ© 23,9 Mt de pĂ©trole brut en 2021. La destination principale de ses exportations a Ă©tĂ© les États-Unis : 187,1 Mt (95 % du total) ; 4,1 Mt sont allĂ©es en Europe et 3,9 Mt en Chine. La provenance principale des importations a Ă©tĂ© les États-Unis : 15,5 Mt, suivis par l'Arabie saoudite (3,5 Mt). Le Canada a aussi exportĂ© des produits pĂ©troliers en 2021 : 33,5 Mt (dont 27,9 Mt vers les États-Unis) et en a importĂ© 30,6 Mt, dont 25,0 Mt depuis les États-Unis et 4,7 Mt de l'Europe[p 3].

Québec

Selon un sondage Ipsos datant de 2021, 43% des québécois pensent que le Québec devrait exploiter ses ressources pétrolières plutôt que d'en importer pour la consommation[36].

RĂ©serves de gaz naturel

Les rĂ©serves prouvĂ©es de gaz naturel du Canada Ă©taient estimĂ©es par l'Agence fĂ©dĂ©rale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) Ă  2 067 Gm3 (milliards de m3) fin 2020, soit 1,0 % du total mondial (17e rang mondial)[r 3] ; elles reprĂ©sentent 13 annĂ©es de production au rythme de 2020[r 4]. Elles ont augmentĂ© de 22 % depuis 2010[35].

Production de gaz naturel

En 2021, le Canada a produit 172,3 Gm3 (milliards de m3) de gaz naturel, soit 6,20 EJ (exajoules), en hausse de 4,3 % en 2021 et de 14 % depuis 2011. Il se classe au 6e rang mondial avec 4,3 % de la production mondiale, loin derrière les États-Unis (23,1 %) et la Russie (17,4 %)[p 4].

Consommation de gaz

En 2021, le Canada a consommĂ© 119,2 Gm3 de gaz naturel, soit 4,29 EJ (exajoules), en hausse de 5,5 % en 2021 et de 18,5 % depuis 2011. Il se classe au 5e rang mondial avec 3,0 % de la consommation mondiale, loin derrière les États-Unis (20,5 %). Le Canada consomme 69 % de sa production[p 5].

Importations et exportations de gaz naturel

Le Canada exporte du gaz vers l'ouest des États-Unis et importe du gaz des États-Unis pour alimenter ses rĂ©gions orientales. En 2021, les exportations canadiennes par gazoducs vers les États-Unis ont atteint 75,9 Gm3 et ses importations par gazoducs des États-Unis 25,5 Gm3 ; le Canada a Ă©galement importĂ© 0,7 Gm3 par voie maritime de TrinitĂ©-et-Tobago, et du PĂ©rou sous forme de GNL[p 6].

Les points de sortie des exportations de gaz canadien par gazoducs sont en 2014[37] :

La majeure partie de ces exportations provient des champs gaziers de l'Alberta.

Les points d'entrée des importations de gaz par gazoducs depuis les États-Unis sont en 2014[38] :

Shell a décidé le le lancement du projet « LNG Canada », une usine de liquéfaction de gaz à Kitimat en Colombie-Britannique ; elle sera approvisionnée en gaz par pipeline depuis des champs situés à l'intérieur du Canada et pourra produire 26 millions de tonnes de GNL par an, pour exportation vers l'Asie. Ce projet de 40 milliards de dollars canadiens (27 milliards d'euros) est financé à 40 % par Shell, 25 % par le malaisien Petronas, 15 % par le chinois PetroChina, 15 % par le japonais Mitsubishi et 5 % par le coréen Kogas. L'usine de liquéfaction doit entrer en service avant 2025. L'Asie consomme les trois quarts du GNL mondial, sa demande progresse très rapidement : les importations chinoises de GNL ont bondi de près de 50 % en 2017 et devraient augmenter de 40 % en 2018. Les prix de vente sont beaucoup plus intéressants en Asie, alors que les cours du gaz aux États-Unis stagnent sous l'effet de la production abondante de gaz de schiste[39].

À la suite de l'invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022 et de la hausse subséquente des prix des hydrocarbures, plusieurs acteurs politiques et économiques ont plaidé pour la relance du projet de GNL Québec pour faciliter l’exportation de gaz naturel vers l'Europe[40].

Histoire

Depuis la fermeture des charbonnages, la centrale de Lingan de Nova Scotia Power, en Nouvelle-Écosse, est alimentée avec du charbon importé.

L'exploitation du charbon au Canada remonte au XVIIe siècle alors qu'une petite mine de charbon commence ses opérations dans la région de Minto, au Nouveau-Brunswick. En 1720, les soldats français ouvrent une mine au Cap-Breton, en Nouvelle-Écosse, afin d'approvisionner la forteresse de Louisbourg. Après la Conquête, les mines du Cap-Breton ont commencé à exporter leur production vers Boston et d'autres ports aux États-Unis. Dans l'ouest canadien, des gisements ont commencé à être exploités à compter de 1852. À compter des années 1880, la construction du chemin de fer transcontinental à travers l'Alberta et la Colombie-Britannique a entraîné l'ouverture de mines à proximité du chemin de fer. Dès 1911, les mines de l'ouest produisaient déjà la majorité du charbon canadien et constituent aujourd'hui plus de 95 % du total canadien[41].

Afin de protéger les mines du Cap-Breton de la concurrence américaine qui accédait au marché ontarien par les Grands Lacs, le gouvernement canadien impose des droits de douane dès 1887. Le gouvernement fédéral a longtemps poursuivi une politique de protection du charbon de la Nouvelle-Écosse qui s'est poursuivie par l'implication du gouvernement d'Ottawa dans l'exploitation des gisements de la région de Sydney, par l'entremise de la Cape Breton Development Corporation, ou DEVCO à compter de 1967. Les mines de Linden, Phalen et Prince ont cessé leur exploitation entre 1992 et 2001.

L'Alberta est aujourd'hui le principal producteur de charbon, qui abonde dans son sous-sol; on y retrouve des dépôts de charbon sur 48 % du territoire.

RĂ©serves de charbon

Les rĂ©serves prouvĂ©es de charbon du Canada Ă©taient estimĂ©es par l'Agence fĂ©dĂ©rale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) Ă  4 346 Mt (millions de tonnes) fin 2020, soit 0,6 % des rĂ©serves mondiales, au 12e rang mondial[r 5]. Elles reprĂ©sentent 137 ans de production au rythme de 2020[r 6] et sont restĂ©es inchangĂ©es depuis 2010[35]. Le Canada a Ă©galement 2 236 Mt de rĂ©serves de lignite, soit 0,7 % des rĂ©serves mondiales, au 19e rang mondial[r 7], qui reprĂ©sentent 310 ans de production au rythme de 2020[r 8] et sont restĂ©es inchangĂ©es depuis 2010[35].

Production de charbon

En 2021, la production du Canada s'Ă©levait Ă  1,14 EJ (exajoules), soit 0,7 % du total mondial, au 15e rang mondial, loin derrière la Chine (50,8 %) et les États-Unis (7,0 %) ; cette production a augmentĂ© de 9 % en 2021, mais baissĂ© de 23 % entre 2011 et 2021[p 7].

Consommation de charbon

La consommation de charbon du Canada s'Ă©levait Ă  0,48 EJ en 2021, soit 0,3 % du total mondial, loin derrière la Chine (53,8 %), l'Inde (12,5 %) et les États-Unis (6,6 %) ; elle a reculĂ© de 8,4 % en 2021 et de 48 % depuis 2011[p 8]. Le Canada consomme 42 % de sa production de charbon[p 8].

Exportations de charbon

En 2021, le Canada a importĂ© 0,20 EJ et exportĂ© 1,05 EJ de charbon. Ces deux flux sont Ă  peu près constants sur la pĂ©riode 2011-2021. Les exportations canadiennes sont destinĂ©es surtout Ă  la Chine (28 %), Ă  la CorĂ©e du sud (26 %) et au Japon (20 %) ; l'Europe en reçoit 9 %[p 9].

Uranium

Le Canada tient une place importante dans le domaine de l'énergie nucléaire, en particulier par ses ressources en uranium. La première mine d'uranium canadienne au Grand Lac de l'Ours a fourni de la matière première pour le Projet Manhattan. Aujourd'hui Cameco et Areva sont des producteurs majeurs d'uranium pour répondre aux besoins de l'industrie nucléaire. Cameco exploite le plus grand gisement mondial d'uranium à McArthur River, dans le Nord de la Saskatchewan.

Le Canada Ă©tait en 2018 le 2e producteur mondial d'uranium avec 7 001 tonnes (13 116 tonnes en 2017), soit 13,1 % du total mondial, loin derrière le Kazakhstan (21 705 tonnes)[42].

Les ressources rĂ©cupĂ©rables d'uranium au Canada Ă©taient estimĂ©es en 2017 Ă  514 400 tonnes, soit 8 % du total mondial, au 3e rang derrière l'Australie et le Kazakhstan[43].

Électricité

Production d'électricité

Production d'électricité au Canada par source (TWh)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2020 % 2020 var.
2020/1990
Charbon82,217,1117,619,479,513,262,131,24,9 %-62 %
PĂ©trole16,53,414,72,48,31,47,95,10,8 %-69 %
Gaz naturel9,72,033,55,551,98,664,670,911,1 %+634 %
Sous-total fossiles108,322,5167,827,4139,823,1134,6107,216,7 %-1 %
Nucléaire73,015,172,812,090,715,0101,898,215,3 %+35 %
Hydraulique296,861,6358,659,2351,558,3382,3384,760,0 %+30 %
Biomasse3,90,88,11,39,01,59,09,91,5 %+156 %
DĂ©chets renouv.0,080,020,10,020,10,020,20,20,03 %+153 %
Éolien00,260,048,71,427,036,15,6 %ns
Solaire00,0160,0030,30,042,94,30,7 %ns
Marée0,030,0050,030,0050,030,0050,0100 %-100 %
Sous-total EnR300,862,4367,160,6369,661,3421,3435,267,9 %+45 %
DĂ©chets non renouv.0,040,010,050,010,10,010,10,10,02 %+205 %
Autres3,00,50,10,10,02 %ns
Total482,2100605,7100603,1100657,9640,9100 %+33 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[44].

En 2021, selon les estimations de BP, le Canada a produit 641 TWh d'Ă©lectricitĂ©, en baisse de 1 % en 2021, mais en progression de 0,4 % depuis 2011, au 7e rang mondial avec 2,3 % de la production mondiale, loin derrière la Chine (30,0 %) et les États-Unis (15,5 %)[p 10]. Cette production se rĂ©partissait en 18,3 % de combustibles fossiles (gaz naturel : 11,8 %, charbon : 6,0 %, pĂ©trole : 0,5 %), 14,4 % de nuclĂ©aire, 67,2 % d'Ă©nergies renouvelables (hydroĂ©lectricitĂ© 59,3 %, autres 7,8 %) et 0,1 % d'autres sources (dĂ©chets non renouvelables, pompage-turbinage, etc)[p 11]. La production d'Ă©lectricitĂ© Ă©olienne est estimĂ©e Ă  35,1 TWh (5,5 %), celle du solaire Ă  5,2 TWh (0,8 %), celle tirĂ©e de la biomasse et des dĂ©chets Ă  9,7 TWh (1,5 %)[p 12].

Étatisation et électrification rurale

Le développement du secteur électrique s'est accéléré au lendemain de la Première Guerre mondiale avec un mouvement de prise de contrôle des services publics d'électricité par les gouvernements provinciaux. C'est le cas notamment en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Brunswick, au Manitoba, en Saskatchewan et en Colombie-Britannique, qui mettent en place des services publics qui absorbent plus ou moins rapidement les entrepreneurs privés à compter des années 1920. Les entreprises électriques nationalisées ont notamment pour mandat de développer l'électrification rurale et de développer le potentiel hydroélectrique des provinces. La phase de consolidation de l'industrie est complétée en 1963 par la deuxième phase de la nationalisation de l'électricité au Québec.

Sous la gouverne de l'État, les sociétés électriques provinciales investissent massivement dans le secteur électrique afin de stimuler le développement économique. C'est notamment le cas de Joey Smallwood à Terre-Neuve, de W.A.C. Bennett en Colombie-Britannique, d'Ed Schreyer au Manitoba et de Robert Bourassa au Québec. Cette vision de l'impact de l'hydroélectricité sur le développement industriel a longtemps été défendue par les historiens économiques et les leaders politiques[45].

Hydroélectricité

Une turbine Francis horizontale Ă  la centrale de Pointe-du-Bois au Manitoba.

En 2021, selon BP, la production hydroĂ©lectrique brute du Canada atteignait 380,8 TWh[p 11], soit 3,59 EJ, au 2e rang mondial avec 8,9 % du total mondial, derrière la Chine (30,4 %) et devant le BrĂ©sil (3,42 EJ, soit 8,5 %) ; cette production a reculĂ© de 1,6 % en 2021 et de 4 % depuis 2011[p 13].

Le Canada Ă©tait en 2020 le troisième producteur mondial d'hydroĂ©lectricitĂ©, après la Chine et le BrĂ©sil, avec une production de 383 TWh, soit 8,8 % du total mondial ; la puissance installĂ©e de ses centrales hydroĂ©lectriques atteignait 82 000 MW, dont 177 MW de pompage-turbinage. Les mises en service de 2020 se sont Ă©levĂ©es Ă  275 MW, avec en particulier la connexion au rĂ©seau de la première unitĂ© de la centrale de Lower Churchill au Labrador. Plus de GW de projets sont en cours de construction[46].

Le développement de l'hydroélectricité a affecté profondément la vie économie et politique canadienne, dans la mesure où l'« hydro » — un terme souvent utilisé au Canada pour désigner toutes les formes d'électricité —, a symbolisé la transition entre le « vieux » développement industriel du XIXe siècle et un nouveau type de développement industriel, qui marquera le Canada au XXe siècle[47].

En Ontario, trois entreprises se font compétition pour développer le potentiel hydraulique de la partie canadienne des chutes du Niagara. Après plusieurs années de délais, la construction débute sur les deux premiers sites en 1902, et deux ans plus tard sur le troisième. Parallèlement à ces développements, un groupe de municipalités du sud de l'Ontario discutent entre elles afin d'obtenir un approvisionnement stable en énergie hydroélectrique. Avec réticence, le premier ministre ontarien, George William Ross, organise l'Ontario Power Commission en 1903 afin de coordonner les efforts. Mais cette tentative ne portera pas fruit en raison du refus par les entrepreneurs de garantir l'approvisionnement aux villes. Ce refus provoque une controverse publique et le gouvernement met en place une commission d'enquête dirigée par Adam Beck, qui recommande la mise sur pied d'un réseau de distribution public. Le gouvernement provincial forme la Commission hydro-électrique de l'Ontario en 1906, afin de réglementer l'industrie et de déterminer les moyens de distribution de l'électricité aux municipalités. Les électeurs approuvent la municipalisation aux élections municipales de 1907 et des contrats sont signés avec un des exploitants des chutes du Niagara. La Commission, qui allait être connue sous le nom d'Ontario Hydro, commence ses livraisons en [47].

À Winnipeg et Vancouver, des entreprises privées ont d'abord développé le potentiel hydroélectrique dans les principaux centres. La British Columbia Electric Railway est la première entreprise à développer un site hydroélectrique en Colombie-Britannique. L'entreprise reste sous contrôle privé jusqu'après la Première Guerre mondiale. Dans la capitale manitobaine, le magnat du chemin de fer, William Mackenzie, construit la première centrale manitobaine sur la rivière Winnipeg afin de répondre aux besoins de la meunerie Ogilvie. Les citoyens décident cependant de briser le monopole de l'entreprise de M. Mackenzie et votent en faveur de la construction d'une centrale concurrente sur la rivière Winnipeg au coût de 3,25 millions de dollars en 1906[47].

Une fois que le dĂ©veloppement a dĂ©butĂ©, la puissance installĂ©e s'accroĂ®t très rapidement au cours des deux premières dĂ©cennies du siècle dernier. Entre 1890 et 1914, la puissance des centrales passe de 72 000 hp Ă  2 millions hp[48].

En tant qu'exploitants des systèmes d'Ă©lectricitĂ©, plusieurs gouvernements provinciaux ont massivement investi dans la construction d'installations hydroĂ©lectriques sur leur territoire durant les annĂ©es 1960 et 1970. BC Hydro a construit les barrages Gordon M. Shrum sur la rivière de la Paix (2 730 MW) et les amĂ©nagements de Mica (1 805 MW) et de Revelstoke (1 980 MW), sur le fleuve Columbia. Manitoba Hydro a amĂ©nagĂ© trois ouvrages sur le fleuve Nelson — les centrales de Kettle, Long Spruce et Jenpeg —, pour une puissance combinĂ©e de plus de 2 300 MW, CF(L)Co construisait la controversĂ©e centrale de Churchill Falls (5 428 MW) et mĂŞme Énergie NB amĂ©nageait le fleuve Saint-Jean Ă  Mactaquac (672 MW), près de Fredericton.

C'est cependant au QuĂ©bec que l'activitĂ© de construction de nouveaux ouvrages hydroĂ©lectriques a Ă©tĂ© la plus soutenue. Entre 1965 et 1984, Hydro-QuĂ©bec met successivement en service les 7 centrales du projet Manic-Outardes, un complexe de 6 224 MW sur la CĂ´te-Nord, puis les trois premières centrales du projet de la Baie-James sur la Grande Rivière (10 282 MW).

En dépit de la durée des travaux allongée par des grèves, des conflits territoriaux épineux avec les communautés autochtones, des coûts très élevés et des dépassements parfois massifs, les grandes centrales hydroélectriques canadiennes produisent aujourd'hui une quantité substantielle d'énergie renouvelable à un coût stable et largement inférieur aux autres filières de production. À la Baie-James, par exemple, le coût de production ne s'élève qu'à 1,5 cent le kilowatt-heure[49]. En conséquence, les tarifs d'électricité des résidents du Manitoba, du Québec et de la Colombie-Britannique figurent parmi les plus bas en Amérique du Nord[50] et dans les pays membres de l'Agence internationale de l'énergie[51].

Énergie fossile

L'utilisation d'hydrocarbures et de charbon est en net recul depuis les années 2000 tandis que celle de gaz naturel est en très forte augmentation ; au total la part des combustibles fossiles a reculé de 22,5 % en 1990 à 16,7 % en 2020, dont 11,1 % de gaz naturel et 4,9 % de charbon[44].

Dans le cadre de l'accord de Paris sur le climat, le gouvernement canadien annonce en que les provinces de l'Alberta, de la Saskatchewan, du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse qui disposent de centrales au charbon à cette date pourront soit les fermer complètement, comme la première prévoit de le faire, ou avoir recours « à des technologies de capture et d'entreposage du carbone »[52].

Énergie nucléaire

En 2021, la production brute d'Ă©lectricitĂ© nuclĂ©aire du Canada atteignait 92,0 TWh[p 11], soit 0,83 EJ, au 6e rang mondial avec 3,3 % du total mondial, loin derrière les États-Unis (29,3 %), la Chine (14,6 %), la France (13,5 %), la Russie (7,9 %) et la CorĂ©e du sud (5,7 %) ; cette production a baissĂ© de 5,8 % en 2021 et de 7 % depuis 2011[p 14].

Au , le Canada exploite 19 rĂ©acteurs nuclĂ©aires opĂ©rationnels, totalisant 13 624 MW de puissance installĂ©e, rĂ©partis sur 4 centrales nuclĂ©aires, qui ont produit 92,65 TWh en 2020 (production nette), soit 14,6 % de l'Ă©lectricitĂ© du pays[53]. Il se place au 7e rang en nombre de rĂ©acteurs en service et au 6e rang en capacitĂ© de production[54].

Le premier réacteur nucléaire canadien, le ZEEP, a été construit en 1945. Le Canada a construit son premier réacteur de recherche, le NRX au laboratoire de Chalk River en Ontario en 1947. C'est à partir de cette base que le Conseil national de recherches Canada et Énergie atomique du Canada Limitée a construit la famille de réacteurs nucléaires CANDU.

Disposant d'un potentiel hydroĂ©lectrique relativement faible, l'Ontario s'est tournĂ© vers l'Ă©nergie nuclĂ©aire dès les annĂ©es 1960. Ontario Hydro fait construire une centrale de 200 MW Ă  Douglas Point en 1968, puis 20 rĂ©acteurs commerciaux sur trois sites Ă  Pickering, Bruce et Darlington entre la fin des annĂ©es 1960 et le dĂ©but des annĂ©es 1990[55]. Parallèlement Ă  ces dĂ©veloppements, le Nouveau-Brunswick et le QuĂ©bec font construire un rĂ©acteur CANDU chacun. Ces deux rĂ©acteurs seront mis en service en 1983.

Les années 1990 seront cependant difficiles pour l'industrie nucléaire canadienne. La dette énorme souscrite pour construire les réacteurs ainsi que les problèmes de fiabilité et de durée de vie des CANDU deviendront des questions politiques brûlantes en Ontario. Afin de résoudre le problème, le gouvernement conservateur de Mike Harris décide d'ouvrir le marché de la production d'électricité à la compétition. L'ouverture aux capitaux privés a permis la réfection et la remise en service de la majorité des réacteurs de la centrale de Bruce, reprise par un groupe dirigé par Cameco et British Energy. Le gouvernement ontarien a considéré lancer la construction de deux nouvelles centrales nucléaires, mais les coûts de construction, évalués à 26 milliards de dollars[56] et l'incertitude relativement à l'avenir de la division CANDU d'EACL[57], ont convaincu le gouvernement ontarien de suspendre l'appel d'offres en .

Le ministre de l’Énergie du Nouveau-Brunswick a dĂ©clarĂ© le que le dĂ©veloppement au Nouveau-Brunswick de petits rĂ©acteurs modulaires pourrait reprĂ©senter une occasion Ă©conomique pour la province, mais aussi une possibilitĂ© importante d’exportation. Un rĂ©acteur ARC-100 de 100 MWe de la sociĂ©tĂ© Advanced Reactor Concepts pourrait ĂŞtre installĂ© Ă  la centrale de Point Lepreau d'ici 2030[58].

Ontario Power Generation (OPG) a rĂ©vĂ©lĂ©, lors de la confĂ©rence 2020 de la Canadian Nuclear Association (CNA), des projets ambitieux en matière de petits rĂ©acteurs modulaires (SMR) : appuyĂ© par un fort soutien public, aussi bien fĂ©dĂ©ral que provincial, OPG envisage de construire un rĂ©acteur SMR sur le site de Darlington, qui accueille dĂ©jĂ  quatre rĂ©acteurs CANDU, et pour laquelle la Canadian Nuclear Safety Commission (CNSC) lui a dĂ©livrĂ© un permis prĂ©liminaire en 2012 pour un ajout de puissance jusqu’à 4,8 GW. Ces SMR devront probablement compenser au moins en partie la fermeture de la centrale de Pickering, qui causera la perte sur le rĂ©seau de GW en 2022, puis de 2,1 GW en 2024, Ă©ventuellement diffĂ©rĂ©e Ă  2028, ce qui prĂ©sage d’un calendrier accĂ©lĂ©rĂ© afin d’éviter tout dĂ©ficit de capacitĂ© sur le rĂ©seau ontarien. La Saskatchewan et le Nouveau-Brunswick ont formĂ© avec l’Ontario une Alliance pour les SMR, Ă  laquelle l’Alberta devrait adhĂ©rer avant la fin de 2020[59].

Le 2 dĂ©cembre 2021, Ontario Power Generation (OPG) annonce son intention de construire sur le site de Darlington un petit rĂ©acteur modulaire BWRX-300 de GE Hitachi Nuclear Canada ; ce rĂ©acteur de 300 MW serait le premier nouveau rĂ©acteur du pays depuis près de trente ans[60]. La mise en service est prĂ©vue en 2028 ; GE Hitachi, basĂ©e en Caroline du Nord, a Ă©tĂ© prĂ©fĂ©rĂ©e au canadien Terrestrial Energy et Ă  X-energy[61]. OPG dĂ©pose en mars 2022 un dossier de demande de licence pour construire son BWRX-300 Ă  Darlington ; des travaux prĂ©liminaires de prĂ©paration du site ont dĂ©butĂ© en octobre 2021. La dĂ©cision finale d'investissement est prĂ©vue en 2024[62].

En juin 2022, après avoir étudié plusieurs modèles de petits réacteurs modulaires, la province du Saskatchewan choisit le BWRX-300 pour un potentiel développement au cours des années 2030 ; la décision finale ne sera pas prise avant 2029[63].

Énergie éolienne

Parc éolien à North Cape, Île-du-Prince-Édouard.
Parc éolien à Pubnico Point, Comté de Shelburne, Nouvelle-Écosse en 2009.

Le Canada Ă©tait en 2020 le 9e producteur mondial d'Ă©lectricitĂ© Ă©olienne : 36,1 TWh, soit 2,3 % du total mondial et 5,6 % de la production d'Ă©lectricitĂ© du pays[44].

Le gouvernement souhaite porter la part de l'Ă©olien dans la production d'Ă©lectricitĂ© Ă  20 % en 2025 ; la biomasse n'a cru que de 1,8 % par an depuis 2002, mais son potentiel est immense grâce aux ressources forestières et agricoles encore peu exploitĂ©es. La filière photovoltaĂŻque a commencĂ© Ă  recevoir des investissements significatifs avec 268 MW installĂ©s au cours de l'annĂ©e 2012 et la puissance installĂ©e totale atteint 766 MW fin 2012, surtout en Ontario grâce Ă  un système de prix garanti ; le gouvernement a dĂ©cidĂ© d'accorder un soutien au net metering (aide pour la part autoconsommĂ©e de la production solaire) qui devrait encourager un dĂ©veloppement rapide de la filière[64].

Énergie solaire photovoltaïque

En 2022, le Canada a installĂ© 449 MWc[65].

En 2021, le Canada a installĂ© environ 400 MWc[66], après 200 MWc en 2020[67] comme en 2019[68].

Le Canada a installĂ© 100 MWc en 2018 après 249 MWc en 2017[69].

En 2016, le Canada a installĂ© 200 MWc de photovoltaĂŻque, portant sa puissance cumulĂ©e Ă  2 715 MWc fin 2016, au 13e rang mondial[70].

Libéralisation des marchés

À l'instar de plusieurs autres pays occidentaux, l'industrie canadienne de l'électricité a été réorganisée durant les années 1990. Mais compte tenu de la nature provinciale des activités dans le secteur électrique, la restructuration s'est manifestée de manière différente, d'une province l'autre. Dans certains cas, elle s'est limitée à effectuer une séparation fonctionnelle de certains monopoles provinciaux verticalement intégrés, comme ce fut le cas par exemple avec BC Hydro et Hydro-Québec, qui se sont rapidement conformées à l'ordonnance 888 de la Federal Energy Regulatory Commission en créant des filiales pour gérer leurs réseaux de transport en 1997[71].

Par contre, la restructuration a Ă©tĂ© beaucoup plus profonde dans d'autres provinces. En Alberta, la propriĂ©tĂ© des installations de production a Ă©tĂ© libĂ©ralisĂ©e dès 1998. Selon l'Agence internationale de l'Ă©nergie, plus de 3 000 MW de nouvelles centrales ont Ă©tĂ© construits par des entreprises privĂ©es en Alberta entre 1998 et 2004[72]. Un marchĂ© de gros concurrentiel de l'Ă©lectricitĂ© a Ă©tĂ© mis en place depuis 1996 et la concurrence de la vente au dĂ©tail a Ă©tĂ© instaurĂ©e le . Le gouvernement albertain a toutefois dĂ» intervenir pour plafonner les prix de dĂ©tail Ă  11 cents le kilowatt-heure pour un an, en raison des contre-coups de la crise de l'Ă©nergie en Californie, qui a perturbĂ© tous les marchĂ©s de l'ouest de l'AmĂ©rique du Nord Ă  l'hiver 2000-2001[73].

En Ontario, le programme de la « révolution du bon sens » de Mike Harris a conduit au démantèlement de la société de la Couronne Ontario Hydro en cinq composantes dès en vue d'implanter un régime de libre concurrence et de la privatiser partiellement. Les centrales électriques, y compris les trois centrales nucléaires de la province ont été confiées à Ontario Power Generation, dont on voulait réduire la part de marché à 35 %[74]. Le réseau de transport et de distribution devient Hydro One, en attendant une introduction en bourse[75], qui sera stoppée par la Cour supérieure de l'Ontario[76].

La libéralisation des ventes au détail a été complétée en et les prix ont brièvement chuté au printemps. Cependant, un été chaud et des retards à remettre en service une partie du parc de production nucléaire ont fait grimper les prix plus rapidement qu'anticipé par le gouvernement. Des hausses de prix d'environ 30 % provoquent l'insatisfaction du public et forcent le gouvernement à geler rétroactivement le prix de gros de l'électricité au niveau de [77].

Consommation d'Ă©nergie primaire

Le Canada est un pays dont l'intensité énergétique est élevée. La consommation d'énergie primaire par unité de PIB par habitant figure parmi les plus élevés au monde. Il existe plusieurs raisons structurelles qui expliquent cette forte intensité énergétique de l'économie canadienne. Plusieurs secteurs industriels, comme les métaux non ferreux, les pâtes et papiers et l'exploitation pétrolière et gazière, sont de grands consommateurs d'énergie, un climat rigoureux, un niveau de vie élevé et l'absence de contraintes d'espace font en sorte que le chauffage et les transports nécessitent une grande quantité d'énergie[78].

La consommation propre d'Ă©nergie du secteur Ă©nergĂ©tique atteignait 2 324 PJ en 2019, soit 18,2 % de la consommation totale d'Ă©nergie primaire[1] ; l'exploitation des sables bitumineux est particulièrement consommatrice d'Ă©nergie.

Les Canadiens sont de gros consommateurs d'Ă©nergie primaire : 340,3 GJ/habitant en 2019, soit 4,3 fois la moyenne mondiale 79,1 GJ/hab et 2,3 fois la consommation de la France (150,5 GJ/hab) ; ils dĂ©passent mĂŞme Ă  cet Ă©gard leurs voisins amĂ©ricains (282 GJ/hab)[s 1].

Consommation intérieure d'énergie primaire au Canada par source (PJ)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2020 % 2020 var.
2020/1990
Charbon1 01611,51 32712,59678,97744423,7 %-56 %
PĂ©trole3 20336,23 64734,34 03136,94 3803 94232,7 %+23 %
Gaz naturel2 29225,93 10929,33 16929,03 5774 70239,1 %+105 %
Ss-total fossiles6 51173,68 08376,18 16774,88 7319 08675,5 %+39 %
NuclĂ©aire8129,27947,59899,11 1111 0718,9 %+32 %
Hydraulique1 06812,11 29112,21 26511,61 3761 38511,5 %+30 %
Biomasse-déchets4555,15805,55555,16065564,6 %+22 %
Solaire, Ă©olien0,1ns1,10,01340,31091471,2 %ns
Ss-total EnR1 52417,21 87117,61 85417,02 0912 08817,3 %+37 %
Solde exp.électricité-1,3-0,01-128-1,2-92-0,8-214-207-1,7 %x159
Total8 84610010 62010010 91810011 71812 039100 %+36 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1].

Après avoir progressé de 20 % entre 1990 et 2000, la consommation d'énergie primaire s'est accrue seulement de 18 % entre 2000 et 2018 ; comme la population a augmenté de 18,2 % pendant cette période[79], la consommation par habitant est restée inchangée.

Consommation finale d'Ă©nergie

Consommation finale d'Ă©nergie par source d'Ă©nergie

La consommation finale d'énergie au Canada (après raffinage, transformation en électricité ou en chaleur de réseau, transport, etc) a évolué comme suit :

Consommation finale d'Ă©nergie au Canada par source (PJ)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2019 % 2019 var.
2019/1990
Charbon1342,01511,91341,71091071,2 %-20 %
Produits pĂ©troliers2 74041,33 19640,73 74747,83 8173 90145,3 %+42 %
Gaz naturel1 81327,32 23728,51 76822,52 0052 20625,6 %+22 %
Biomasse-déchets4156,24966,34585,85084595,3 %+11 %
ÉlectricitĂ©1 50522,71 73322,11 71621,91 7941 90722,2 %+27 %
Chaleur270,4340,4180,228240,3 %-10 %
Total6 6341007 8481007 8431008 2628 605100 %+30 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

Consommation finale d'Ă©nergie par secteur

La répartition par secteur de la consommation finale d'énergie a évolué comme suit :

Consommation finale d'Ă©nergie au Canada par secteur (PJ)
Filière 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2019 % 2019 var.
2019/1990
Industrie1 97829,82 31329,51 79222,81 8881 96922,9 %-0,5 %
Transport1 80527,22 18327,82 53932,42 6632 84733,1 %+58 %
RĂ©sidentiel1 31619,81 37517,51 38417,71 4511 48217,2 %+13 %
Tertiaire77011,696212,394812,11 0171 19313,9 %+55 %
Agriculture1362,01762,22343,02832923,4 %+115 %
Usages non énergétiques
(chimie)
6299,583810,794312,09588209,5 %+30 %
Total6 6341007 8481007 8431008 2628 605100 %+30 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1].

Consommation finale d'électricité

La consommation d'Ă©lectricitĂ© par habitant au Canada atteignait 15 018 kWh en 2019, soit 4,6 fois la moyenne mondiale : 3 265 kWh et 18 % au-dessus de la consommation aux États-Unis : 12 744 kWh ; seules l'Islande (52 514 kWh) et la Norvège (23 762 kWh) dĂ©passent le niveau canadien[s 1], du fait de la prĂ©sence d'usines d'aluminium qui utilisent des quantitĂ©s considĂ©rables d'Ă©lectricitĂ© dans des procĂ©dĂ©s Ă©lectrolytiques ; le Canada a aussi de telles usines, mais sa population est beaucoup plus importante.

La répartition par secteur de la consommation finale d'électricité a évolué comme suit :

Consommation finale d'électricité au Canada par secteur (TWh)
Secteur 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2020 % 2020 var.
2020/1990
Industrie167,940,2203,342,2175,536,8174,5184,335,0 %+10 %
Transport3,30,84,50,94,10,96,77,51,4 %+129 %
RĂ©sidentiel129,831,1138,228,7160,733,7170,4179,734,1 %+38 %
Tertiaire108,425,9125,826,1127,026,6136,6144,727,5 %+33 %
Agriculture8,62,19,62,09,52,010,110,52,0 %+22 %
Total418,0100481,5100476,7100498,3526,7100 %+26 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[44].

Politique énergétique

Questions constitutionnelles

Le régime politique canadien partage les compétences relatives à l'énergie entre le gouvernement fédéral et les provinces et territoires. La constitution du Canada confie les ressources naturelles et une partie des pouvoirs en matière d'environnement aux provinces, qui sont notamment responsables de l'exploration, du développement, de la conservation et de la gestion des ressources non renouvelables, en plus d'être compétentes en matière de la production, du transport et de la distribution de l'électricité. Une majorité de provinces sont aussi propriétaires des sociétés de la Couronne qui dominent l'industrie électrique dans leurs territoires respectifs.

Le gouvernement fédéral exerce principalement ses compétences en matière de réglementation du commerce interprovincial et international, notamment par la réglementation du transport ferroviaire et pipelinier, ainsi que de la navigation. En matière de normalisation, Ottawa est aussi responsable de l'efficacité énergétique, en particulier des normes du bâtiment, de celles pour les véhicules neufs et des programmes d'étiquetage des produits de consommation. Le secteur de l'énergie nucléaire est également de compétence fédérale, particulièrement en matière de permis et de sécurité. Enfin, le gouvernement fédéral exerce une compétence plus étendue dans les territoires.

Ce partage des pouvoirs entre les deux paliers de gouvernement oblige le gouvernement fédéral et les provinces à coordonner leurs politiques respectives. Ce système a engendré plusieurs conflits dans le passé, notamment au sujet du pétrole et du transport de l'électricité, en raison des intérêts divergents qui divisent souvent les provinces. Ces conflits sont motivés à la fois par des conflits idéologiques et par des ressources naturelles inégalement réparties sur le territoire créant des bilans énergétiques qui varient grandement d'une région à l'autre.

Réglementation fédérale

Créé en 1959, l'Office national de l'énergie est un tribunal administratif responsable de la réglementation en matière de transport d'énergie. L'office autorise la construction et l'exploitation des oléoducs, des gazoducs, accorde des permis pour l'importation et l'exportation d'énergie - dont les exportations d'électricité -, en plus de gérer l'exploitation des zones arctiques et des ressources offshore qui ne sont pas couvertes par des ententes fédérales-provinciales.

En 1985, le gouvernement fédéral et les gouvernements de l'Alberta, de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan se sont entendus pour déréglementer les prix du pétrole brut et du gaz naturel. Le pétrole offshore au large de la côte atlantique font l'objet d'ententes entre Ottawa et les provinces de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve-et-Labrador.

RĂ©glementations provinciales

Un monteur de ligne d'Énergie NB inspecte une ligne à haute tension à Saint-Jean (Nouveau-Brunswick).

Bien que les activités de production de l'énergie soient largement libéralisées, y compris dans le domaine de la production d'électricité, où l'opérateur généralement public n'est plus le seul fournisseur d'électricité de la province, les domaines du transport et de la distribution du gaz naturel et de l'électricité restent généralement des monopoles réglementés par des commissions des services publics ou régies de l'énergie. Dans le domaine de l'électricité, la majorité des provinces contrôlent toujours les sociétés de transport et de distribution. Les tarifs d'électricité sont moins élevés dans les provinces, comme le Manitoba et la Colombie-Britannique, où l'État dispose d'un vaste parc hydroélectrique et distribue l'électricité tandis que les tarifs les plus élevés sont payés dans les provinces de l'Atlantique et en Alberta, où l'électricité provient majoritairement de sources thermiques.

En vertu de leurs compétences sur le développement des ressources naturelles, l'aménagement du territoire et l'environnement, les provinces ont aussi le pouvoir d'encourager ou de limiter le développement énergétique sur leur territoire, en accordant des baux sur les terres de la Couronne ou en imposant des mécanismes de tarification incitative (feed-in tariff) pour accélérer le développement des énergies renouvelables.

Les provinces productrices ont par ailleurs mis en place un système de redevances et de taxes sur la production du pétrole et du gaz naturel. Elles accordent également les permis de production et soutiennent financièrement les forages.

Prix de détail de l'électricité dans quelques grandes villes canadiennes
Prix hors taxes au [50]
Ville Distributeur RĂ©sidentiel[note 3] Petite puissance[note 4] Moyenne puissance[note 5] Grande puissance[note 6]
Saint-Jean Newfoundland Power/NL Hydro 11,02 11,32 8,45 3,98
Charlottetown Maritime Electric 17,29 17,98 15,68 10,72
Halifax Nova Scotia Power 12,88 12,65 10,45 7,70
Moncton Énergie NB 11,66 12,09 10,66 6,66
Montréal Hydro-Québec 6,87 8,94 7,21 4,53
Ottawa Hydro Ottawa 11,27 10,75 8,76 8,15
Toronto Toronto Hydro 11,46 11,07 9,33 8,29
Winnipeg Manitoba Hydro 6,94 6,83 5,21 3,45
Regina SaskPower 10,91 8,76 8,12 5,11
Edmonton EPCOR 10,22 9,81 7,50 5,69
Calgary ENMAX 12,13 11,81 10,39 9,38
Vancouver BC Hydro 7,13 8,02 5,62 4,03

Efficacité énergétique

En vertu de ses pouvoirs en matière de commerce international, le gouvernement fédéral joue un rôle majeur dans les domaines de l'efficacité énergétique et de la normalisation. Les différentes normes canadiennes. se contentent souvent de calquer les mesures en vigueur aux États-Unis, son voisin et principal partenaire commercial. Ainsi, les règles en matière d'efficacité énergétique dans le secteur de l'automobile sont des adaptations des CAFE[80] que le National Highway Traffic Safety Administration impose à son industrie automobile, tandis que le programme ÉnerGuide d'étiquetage de l'efficacité énergétique des électroménagers, des appareils électroniques et du matériel de bureau, entre autres, sont le pendant canadien du programme Energy Star, de l'Environmental Protection Agency[81].

Fiscalité

Le Parti libéral, mené par Justin Trudeau, qui a remporté les législatives le , a promis d'adopter une politique de lutte contre le réchauffement climatique via une taxe carbone[82]. En réalité, il semble qu'il s'agisse plutôt d'un système de marchés du carbone au niveau des provinces, mais avec un prix de base au niveau fédéral[83].

Mobilité électrique

Le gouvernement canadien annonce en juin 2021 qu'il « exigera que 100 % des ventes de voitures et de camionnettes soient Ă  zĂ©ro Ă©mission d’ici 2035 au Canada afin de protĂ©ger l’environnement », soit cinq ans plus tĂ´t qu'en France. Il dĂ©cide des mesures incitatives, notamment un bonus de 5 000 $ pour tout vĂ©hicule Ă©lectrique vendu moins de 55 000 $[84].

Impact environnemental

Gaz Ă  effet de serre

Carte du Canada indiquant les augmentations des émissions de GES par province/territoire en 2008, comparativement à l'année de base 1990.
  • augmentation de 50 % et plus
  • augmentation de 30 % Ă  50 %
  • augmentation de 20 % Ă  30 %
  • augmentation de 10 % Ă  20 %
  • augmentation de 0 % Ă  10 %
  • diminution de 0 % Ă  10 %
  • Chaque carrĂ© reprĂ©sente des Ă©missions de 2 tonnes CO2 Ă©q. par habitant

L'exploitation des sables bitumineux de l'Athabasca crée de graves pressions sur l'environnement et a fait du Canada l'un des plus grands émetteurs de gaz à effet de serre par habitant au début du XXIe siècle, ce qui a entaché sa réputation internationale[85] - [86].

Bien que le Canada se soit engagé à titre de signataire du protocole de Kyōto à réduire ses émissions de gaz à effet de serre à 6 % sous les niveaux de l'année de référence 1990 pour la période 2008-2012, le pays n'a toujours pas mis en œuvre un plan de réduction des émissions.

Déjà, en 2006, le gouvernement minoritaire du premier ministre conservateur Stephen Harper a annoncé qu'il n'atteindrait pas les engagements du Canada, malgré plusieurs projets de lois adoptés par les partis d'opposition à la Chambre des communes du Canada.

Depuis, l'absence de crédibilité du Canada en matière environnementale est la cible de critiques soutenues de la communauté internationale. À la fin de 2009, le Canada a été successivement pointé du doigt à la conférence de l'APEC[87], au sommet du Commonwealth[88] et à la conférence de Copenhague[89].

Pendant que le gouvernement fédéral tardait à mettre en place un mécanisme de contrôle et de réduction crédible, plusieurs gouvernements provinciaux ont mis en place des programmes substantiels afin de réduire les émissions sur leurs territoires respectifs. La Colombie-Britannique, le Manitoba, l'Ontario et le Québec ont joint les rangs de la Western Climate Initiative[90], un groupe de 7 états de l'ouest des États-Unis dont l'objectif est de mettre en place un cadre commun de plafonnement et d'échange de crédits de carbone. Ces mêmes provinces ont également pris des engagements à l'égard de la réduction et annoncé des mesures concrètes de réduction des gaz à effet de serre.

Les programmes de réduction dans d'autres provinces, et en particulier en Alberta, étaient beaucoup moins avancés en 2009, selon une évaluation du think tank Pembina Institute, qui déplore que les objectifs albertains soient « dangereusement bas » et qu'ils aillent « à contre-sens de la grande majorité des juridictions dans le monde industrialisé »[91].

Ă€ la veille de la COP21, le gouvernement de l'Alberta a dĂ©voilĂ© son plan de lutte contre les changements climatiques, qui prĂ©voit une augmentation du prix des Ă©missions de gaz Ă  effet de serre, de 15 $ la tonne en 2015 Ă  20 $ en et 30 $ la tonne en 2018. L'argent de la taxe servira notamment Ă  crĂ©er un fonds d'ajustement pour les entreprises et leurs travailleurs et Ă  investir dans les transports en commun et les infrastructures vertes. Le scĂ©nario prĂ©sentĂ© prĂ©voit que 30 % de l'Ă©lectricitĂ© de l'Alberta proviendra d'Ă©nergies renouvelables d'ici 2030, contre environ 9 % en 2015, et la fin de la pollution par le charbon, qui sera remplacĂ© par Ă©tapes. La province compte 18 centrales au charbon qui lui fournissent la moitiĂ© de son Ă©lectricitĂ©. L'industrie des sables bitumineux sera mise Ă  contribution : le gouvernement lui impose une limite annuelle d'Ă©mission de gaz Ă  effet de serre de 100 mĂ©gatonnes. Les groupes environnementaux auraient voulu un plafond plus bas, car les sables bitumineux sont responsables de la moitiĂ© de l'augmentation des gaz Ă  effet de serre du Canada depuis 1990[92].

La ministre de l'Environnement, Catherine McKenna, a annoncé le que le Canada va fermer ses centrales au charbon d'ici 2030 pour accélérer la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans le cadre de l'accord de Paris sur le climat. Ces centrales rejettent environ 10 % des émissions totales de GES au Canada. Elle a fixé comme nouvel objectif de réduire de 80 % les émissions de GES d'ici 2050 par rapport au niveau de 2005[93].

Statistiques

En 2019, les Ă©missions du Canada s'Ă©levaient Ă  15,19 tonnes par habitant, soit 3,5 fois la moyenne mondiale : 4,39 tCO2/hab (France : 4,36 ; États-Unis : 14,44 ; Chine : 7,07)[s 1].

Évolution des émissions de CO2 liées à l'énergie
1971 1990 2017 var.
2017/1971
var.
2017/1990
var.UE28
2017/1990
Émissions[c 1] (Mt CO2)340,2419,6547,8+61,0 %+30,6 %-20,3 %
Émissions/habitant[c 2] (t CO2)15,4915,1514,99-3,2 %-1,1 %-25,6 %
Source : Agence internationale de l'Ă©nergie

Les Ă©missions de CO2 liĂ©es Ă  l'Ă©nergie au Canada ont connu une très forte progression jusqu'en 2007 (561,9 Mt, soit +65 % en 36 ans), puis elles ont reculĂ© de 8,4 % en 2 ans sous l'effet de la crise de 2008 avant de retrouver en 2014 un nouveau pic proche de celui de 2007 : 544,0 Mt ; depuis, elles ont peu changĂ©.

Répartition par combustible des émissions de CO2 liées à l'énergie
Combustible 1971
Mt CO2
1990
Mt CO2
2017
Mt CO2
% var.
2017/1990
var.UE28
2017/1990
Charbon[c 3]63,996,269,212,6 %-28,0 %-48,1 %
PĂ©trole[c 4]208,1204,0265,648,5 %+30,2 %-16,2 %
Gaz naturel[c 5]68,2119,1211,938,7 %+77,9 %+38,4 %
Source : Agence internationale de l'Ă©nergie
Émissions de CO2 liées à l'énergie par secteur de consommation*
Émissions 2017 part du secteur Émissions/habitant Émiss./hab. UE-28
Secteur Millions tonnes CO2 % tonnes CO2/hab. tonnes CO2/hab.
Secteur Ă©nergie hors Ă©lec.124,923 %3,420,40
Industrie et construction99,518 %2,731,58
Transport172,932 %4,741,85
dont transport routier136,925 %3,751,72
RĂ©sidentiel67,512 %1,851,36
Tertiaire59,411 %1,630,92
Total547,8100 %14,996,26
Source : Agence internationale de l'Ă©nergie[c 6]
* après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation

Les émissions de CO2 par habitant sont très élevées : 2,4 fois celles de l'Union européenne ; le ratio émissions Canada/émissions Europe est particulièrement élevé dans les transports : 2,6 (du fait, en particulier, des grandes distances) et surtout dans le secteur énergie : 8,5, du fait des consommations d'énergie considérables liées à l'extraction et au traitement des sables bitumineux.

Émissions de gaz à effet de serre des usages énergétiques au Canada, 1990-2008[94]
en kt Ă©q. CO2 Variation 1990-2008 (%) Part du total 2008 (%)
1990 1995 2000 2004 2005 2006 2007 2008
ÉlectricitĂ© 95 500 101 000 132 000 127 000 125 000 117 000 125 000 119 000 en augmentation 24,6 % 16,2 %
Industries des combustibles 51 000 54 000 66 000 72 000 66 000 66 000 70 000 68 000 en augmentation 33,3 % 9,3 %
Mines et extraction de pĂ©trole et gaz 6 190 7 840 10 400 14 900 15 600 16 800 23 200 23 900 en augmentation 286,1 % 3,3 %
Combustion industrielle 55 000 53 300 53 400 51 500 47 600 47 000 49 400 43 400 en diminution 21,1 % 5,9 %
RĂ©sidentiel 43 000 45 000 45 000 43 000 42 000 40 000 44 000 43 000 en augmentation0 % 5,9 %
Commercial et institutionnel 25 700 28 900 33 100 37 700 36 700 33 400 34 900 34 900 en augmentation 35,8 % 4,8 %
Transport 145 000 159 000 178 000 188 000 192 000 191 000 199 000 198 000 en augmentation 36,6 % 27,0 %
Sources fugitives 42 700 57 000 64 700 65 600 64 700 65 800 64 700 63 800 en augmentation 49,4 % 8,7 %
Usages Ă©nergĂ©tiques 469 000 510 000 587 000 603 000 593 000 581 000 614 000 597 000 en augmentation 27,3 % 81,3 %
Usages non-Ă©nergĂ©tiques 123 000 131 000 130 000 138 000 138 000 137 000 136 000 137 000 en augmentation 11,4 % 18,7 %
Total des Ă©missions 592 000 641 000 717 000 741 000 731 000 718 000 750 000 734 000 en augmentation 24,0 % 100,0 %
Émissions de gaz à effet de serre par province/territoire au Canada, 1990-2008[94]
en kt Ă©q. CO2 Variation 1990-2008 (%) Part du total 2008 (%)
1990 1995 2000 2004 2005 2006 2007 2008
Drapeau de Terre-Neuve-et-Labrador Terre-Neuve-et-Labrador 9 450 8 250 8 720 10 100 10 100 9 530 10 700 10 100 6,9 % 1,4 %
Drapeau de l'ĂŽle-du-Prince-Édouard ĂŽle-du-Prince-Édouard 1 980 1 880 2 200 2 290 2 230 2 110 2 070 1 970 -0,5 % 0,3 %
Drapeau de la Nouvelle-Écosse Nouvelle-Écosse 19 000 18 600 20 900 22 800 21 800 20 100 20 700 20 900 10,0 % 2,9 %
Drapeau du Nouveau-Brunswick Nouveau-Brunswick 15 900 16 800 19 900 21 300 21 000 18 700 19 100 18 000 13,2 % 2,5 %
Drapeau du QuĂ©bec QuĂ©bec 82 800 79 400 82 300 89 100 85 400 83 800 86 800 82 000 -1,0 % 11,2 %
Drapeau de l'Ontario Ontario 176 000 174 000 200 000 199 000 200 000 192 000 200 000 190 000 8,0 % 26,0 %
Drapeau du Manitoba Manitoba 18 600 19 800 21 200 21 400 21 000 21 100 21 700 21 900 17,7 % 3,0 %
Drapeau de la Saskatchewan Saskatchewan 43 400 59 100 66 500 71 700 72 300 71 300 74 000 75 000 72,8 % 10,3 %
Drapeau de l'Alberta Alberta 171 000 200 000 226 000 234 000 231 000 234 000 246 000 244 000 42,7 % 33,4 %
Drapeau de la Colombie-Britannique Colombie-Britannique 49 300 57 500 61 600 64 600 62 100 61 100 64 500 65 100 32,0 % 8,9 %
Territoires 2 031 2 438 2 054 2 090 1 946 1 784 2 267 2 161 6,4 % 0,3 %
Canada[note 7] 589 461 635 330 709 320 738 380 728 876 715 524 747 837 731 131 24,0 % 100 %

Pollution de l'eau, de l'air et des sols

L'exploitation des sables bitumineux de l'Athabasca entraine une déforestation massive, la création d'immenses étangs de décantation de boues toxiques, pouvant contenir de l'arsenic, du plomb, et du mercure, le déversement dans l'atmosphère de quantités importantes de dioxyde d'azote et de dioxyde de soufre, et ses bassins de décantation entraînent également des émanations de composés organiques volatils et de sulfure d'hydrogène.

Notes et références

Notes

  1. La société Cygnus, parente de Home Oil devait être vendue à l'américaine Ashland Oil Corporation. Après l'intervention avortée du gouvernement, elle a finalement été acquise par Consumer Gas de Toronto en mars 1971.
  2. La politique de Trudeau fait écho au Project Independence, une initiative similaire annoncée par le président américain Richard Nixon, quatre semaines auparavant, le 7 novembre 1973
  3. 1 000 kWh mensuel.
  4. Puissance : 40 kW, consommation 10 000 kWh, facteur d'utilisation:35 %.
  5. Puissance : 1 000 kW, consommation 400 000 kWh, facteur d'utilisation:56 %.
  6. Puissance : 50 000 kW, consommation 30 600 000 kWh, facteur d'utilisation:85 %.
  7. Certaines émissions ne sont rapportées qu'au niveau canadien.

Références

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Voir aussi

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Articles connexes

Liens externes

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