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Tendances en matière d'émissions au Canada

Environnement Canada
Juillet 2011

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Annexe 1 :

Données de référence et hypothèses

Principaux déterminants économiques et hypothèses

Les hypothèses économiques sont fondées sur les perspectives économiques du gouvernement du Canada à court terme, lesquelles font partie mise à jour économique et financière d'octobre 2010 du ministère des Finances. Les projections économiques à long terme ont été élaborées à l'aide du modèle macroéconomique d'Informetrica (TIM) et tiennent compte, d'une part, des projections de la croissance de la productivité établies en collaboration avec les représentants du ministère des Finances et, d'autre part, des projections de Statistique Canada concernant la croissance démographique. En ce qui concerne les hypothèses liées aux grands projets en matière d'énergie, Environnement Canada s'appuie habituellement sur le portrait de l'évolution du secteur canadien de l'approvisionnement en énergie dressé par l'Office national de l'énergie ou Ressources naturelles Canada. Pour ce qui est des perspectives concernant les émissions comprises dans le présent rapport, les prévisions relatives aux grands projets d'approvisionnement en énergie sont établies en collaboration avec Ressources naturelles Canada, dont les hypothèses reflètent la perception la plus récente de ce ministère à l'égard de l'évolution du secteur de l'approvisionnement en énergie au Canada.

De nombreux facteurs ont une incidence sur les tendances des émissions de gaz à effet de serre au Canada. Ces facteurs clés comprennent le rythme et la structure de la croissance économique internationale et domestique, la population, la formation de ménages, les prix de l'énergie (p. ex. prix international du pétrole et des produits pétroliers raffinés, prix régionaux du gaz naturel et prix de l'électricité), les changements d'ordre technologique et les décisions stratégiques. Toute modification de l'une de ces hypothèses peut avoir une incidence importante sur les perspectives en matière d'émissions.

Pour l'établissement des projections concernant les émissions, Environnement Canada a élaboré des scénarios de rechange relatifs aux changements des déterminants clés (p. ex. prix international du pétrole, vitesse de la reprise économique) qui donnent lieu à diverses tendances que pourrait suivre l'augmentation des émissions. Les projections du scénario de référence représentent la moyenne de ces variations, mais dépendent toujours de l'évolution de l'économie, des marchés mondiaux de l'énergie et des politiques gouvernementales. Les hypothèses utilisées concernant les déterminants clés sont fournies dans la présente section. Les scénarios de rechange sont traités dans l'analyse de sensibilité, à l'annexe 2.

Le scénario de référence pour les prévisions en matière d'émissions intègre les meilleures données disponibles au sujet de la croissance économique ainsi que de l'évolution de l'offre et de la demande énergétiques. Les prévisions tiennent compte des répercussions de la production future des biens et des services au Canada sur les émissions de gaz à effet de serre.

Les projections économiques ont été élaborées à l'aide du modèle macroéconomique d'Informetrica Limited (TIM) et les hypothèses économiques tiennent compte de la mise à jour économique et financière d'octobre 2010 du ministère des Finances pour la période 2010 à 2014. Les projections à plus long terme tiennent compte des projections relatives à la croissance de la productivité établies en collaboration avec les représentants du ministère des Finances et en fonction des projections de la croissance démographique de Statistique Canada.

De même, les prévisions de Ressources naturelles Canada pour les grands projets d'approvisionnement énergétique (p. ex., exploitation des sables bitumeux, augmentation importante de la capacité hydroélectrique ainsi que remise à neuf de centrales nucléaires) ont été utilisées. Elles tiennent compte des consultations avec les experts et reflètent le point de vue le plus récent en ce qui concerne l'évolution du secteur de l'approvisionnement énergétique du Canada. Les prévisions intègrent également les données de l'Inventaire national des émissions de gaz à effet de serre, de l'Office national de l'énergie et de l'Energy Information Administration des États-Unis pour les plus récentes données sur les paramètres clés.

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Croissance économique

En 2008, le produit intérieur brut (PIB) réel du Canada s'établissait à environ 1 100 milliards de dollars (dollars de 1997). Cela représente un taux de croissance annuel moyen du produit intérieur brut réel d'environ 2,7 % au cours des 16 années précédentes.

Les projections économiques à court terme du scénario de référence s'appuient sur les prévisions concernant la croissance du produit intérieur brut dans la mise à jour des projections économiques et financières d'octobre 2010 du ministère des Finances. Celui-ci s'enquiert régulièrement auprès de prévisionnistes du secteur privé quant à leur avis sur les perspectives de l'économie canadienne. Les projections économiques fournies dans cette mise à jour, sur lesquelles s'appuient les prévisions financières de ce ministère, sont fondées sur une enquête menée en septembre 2010 et comprennent l'avis de 15 prévisionnistes du secteur privé16.

L'économie canadienne devrait afficher une forte croissance d'environ 2,6 % par année après la récession, et ce, jusqu'en 2014. On s'attend à ce que cette croissance se poursuive à un rythme moins élevé par la suite. Le taux de croissance annuel du produit intérieur brut réel devrait baisser à 2,2 % environ pour la période de 2014 à 2020.

 

Tableau A1.1 Hypothèses macroéconomiques concernant le taux de croissance annuel moyen (%) de 1990 à 2020
  1990 à 2008 2008 à 2010 2010 à 2020
Produit intérieur brut en dollars de 1997 2,7 % -0,7 % 2,4 %
Production industrielle brute en dollars de 1997 2,5 % -1,1 % 2,6 %
Revenu personnel disponible réel en dollars de 1997 2,3 % 1,7 % 2,1 %
Indice des prix à la consommation 2,1 % 0,6 % 2,7 %

La production brute, qui représente une approximation de la production industrielle, devrait également afficher une forte augmentation. On s'attend à ce qu'elle augmente d'environ 13 % d'ici 2015 et de 27 % d'ici 2020 par rapport aux niveaux enregistrés en 2008.

La croissance de la population active et les changements dans la productivité du travail influent sur le produit intérieur brut (PIB) réel du pays. À titre d'exemple, la croissance de moins en moins importante de la population active contribuera au ralentissement du taux de croissance du produit intérieur brut après 2014. La diminution du taux de croissance du produit intérieur brut ne sera toutefois pas aussi prononcée que celle du taux de croissance de la population active, puisque la productivité du travail devrait augmenter en raison de la hausse de la formation de capital. On s'attend à ce que la productivité du travail augmente en moyenne de 1 % par année entre 2008 et 2020.

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Dynamique de la population et démographie

La taille et les caractéristiques de la population (p. ex. âge, sexe, éducation, formation de ménages), ainsi que leur évolution, ont une incidence importante sur la demande d'énergie. L'ensemble de la population du Canada devrait s'accroître en moyenne de 1,0 % par année, de 2008 à 2015, et de 0,9 %, de 2015 à 2020. Les principaux facteurs démographiques pouvant avoir une incidence mesurable sur la consommation d'énergie sont résumés ci-dessous selon les trois variables suivantes :

  • Formation des ménages. Il s'agit du facteur déterminant principal de l'utilisation de l'énergie dans le secteur résidentiel. On s'attend à ce que le nombre de ménages augmente en moyenne de 1,4 % par année entre 2008 et 2015 et de 1,1 % entre 2015 et 2020.
  • Population active. On s'attend à un taux de croissance à la baisse associé au vieillissement de la population. Son taux de croissance démographique moyen devrait être de 0,9 % par année pour la période se terminant en 2020.
  • Population en âge de conduire. Il s'agit d'un facteur important pour la détermination de la consommation d'essence et de carburant diesel. On s'attend à ce qu'elle augmente en moyenne de 1,2 % par année entre 2008 et 2015 et de 0,9 % par année entre 2015 et 2020.

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Prix international du pétrole brut

L'hypothèse concernant le prix international futur du pétrole constitue un facteur majeur en ce qui concerne les émissions prévues de gaz à effet de serre. Pour ce qui est du prix du pétrole brut, le Canada est un preneur de prix, puisque la proportion de la production et de la consommation du pétrole mondial qu'il représente n'est pas suffisante (4 % et 2 %, respectivement) pour influer de façon importante sur le prix international du pétrole. Le pétrole brut West Texas Intermediate (WTI) est employé comme référence pour le prix du pétrole. Le prix du pétrole brut nord-américain est déterminé par les forces du marché international et est lié directement au prix du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI) à Cushing, qui représente le marché de matières premières associé aux contrats relatifs au pétrole brut léger pour le New York Mercantile Exchange (NYMEX). Le pétrole brut West Texas Intermediate (WTI) présente une densité de 40 degrés sur l'échelle de l'American Petroleum Institute17 (API) et une teneur en soufre de moins de 0,5 %.

Le scénario de référence s'appuie sur les hypothèses concernant le prix international du pétrole établies par Ressources naturelles Canada. Selon ce ministère, le prix international du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI) devrait reprendre son cours normal après la récession mondiale; il devrait baisser légèrement et passer de 100 $ US/baril en 2008 à environ 96 $ US/baril en 2020. Un scénario où le prix est plus élevé (186 $ US/baril en 2020) est utilisé aux fins de l'analyse de sensibilité. Dans un scénario où le prix est plus élevé, les émissions de gaz à effet de serre devraient être plus élevées.

Figure A1.1 : Prix du pétrole brut – West Texas Intermediate (WTI) et bitume canadien

La figure A1.1 illustre les hypothèses concernant les prix mondiaux du pétrole brut et le prix de West Texas Intermediate ainsi que le bitume canadien, exprimées dans un graphique en séries chronologiques de 1990 à 2020, en dollars de 2008.

La description texte pour Figure A1.1

Comme l'illustre la Figure A1.1, le prix du pétrole lourd/bitume suit celui du pétrole brut léger (West Texas Intermediate (WTI), mais se situe entre 50 % et 60 % plus bas. Toutefois, en 2008 et en 2009, l'écart s'est considérablement rétréci entre le prix du pétrole léger et celui du pétrole lourd, ce qui est attribuable au manque de sources d'approvisionnement en pétrole brut lourd partout dans le monde. L'écart entre le bitume et le pétrole léger/moyen se situait en moyenne à 22 % entre 2008 et 2009, comparativement à 44 % entre 2003 et 2007.

L'Energy Resources Conservation Board de l'Alberta s'attend à ce que l'écart entre le bitume et le pétrole léger/moyen s'établisse à 26 % en moyenne au cours de la période de prévision, comparativement à la moyenne de 36 % pour la période de cinq ans et à la moyenne de 17 % pour l'année 2009.18 Avec cette différence, le prix du bitume devrait baisser légèrement; il devrait passer de 86 $ US/baril en 2008 à environ 71 $ US/baril en 2020.

Comme l'illustre la Figure A1.2, le prix à la tête de puits pour le gaz naturel en Alberta (la référence pour les prix au Canada) diminue à environ 4 $ CAN/GJ en 2009, puis remonte et atteint 7,2 $ CAN/GJ en 2020, ce qui reflète les hypothèses établies par Ressources naturelles Canada concernant le prolongement des pipelines (p. ex. pipelines du delta du Mackenzie et de l'Alaska).

Figure A1.2 : Prix à la tête de puits pour le gaz naturel en Alberta

La figure A1.2 montre les hypothèses sur les prix du gaz naturel de têtes de puits en Alberta dans un graphique en séries chronologiques pour la période allant de 1990 à 2020, exprimés en dollars de 2008.

La description texte pour Figure A1.2

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Production d'énergie

Dans le passé, on a observé une croissance dans tous les domaines de la production de pétrole et de gaz, la moitié de cette croissance étant associée à la production de gaz naturel. Cependant, les projections indiquent que la production de gaz naturel et la production classique de pétrole diminueront au fil du temps sous l'effet de la baisse des sources d'approvisionnement, mais que cette baisse sera amplement compensée par l'augmentation de la production liée aux sables bitumineux. Ainsi, selon les prix projetés et l'absence d'autres mesures stratégiques du gouvernement, on prévoit que de 2008 à 2020, l'exploitation des sables bitumineux in situ aura presque triplé et que l'exploitation minière des sables bitumineux aura plus que doublé, tandis que la production de pétrole léger aura diminué de 30 % au cours de la même période (voir le Tableau A1.2 ci-dessous).

Tableau A1.2 : Variation de la production de pétrole brut
Milliers de barils par jour 2008 2010 2020
Pétrole brut et condensats  
Pétrole lourd classique
361 371 234
Pétrole léger classique
632 583 454
C5 et condensats
152 133 149
Pétrole léger des régions pionnières (en mer et dans le Nord)
360 286 220
Sables bitumineux – production primaire
178 178 184
Sables bitumineux – in situ
422 599 1 152
Drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV)
174 313 858
Procédé de stimulation cyclique par la vapeur
248 286 294
Extraction minière des sables bitumineux
723 913 1 786
Production totale (brute) 2 828 3 063 4 179

Le Tableau A1.3 illustre la répartition de l'exploitation des sables bitumineux. Celle-ci donne lieu à deux produits principaux : le pétrole brut synthétique (ou bitume valorisé) et le bitume non valorisé, que l'on vend comme pétrole lourd. La production de pétrole brut synthétique (Tableau A1.3) de l'Alberta devrait augmenter et passer d'environ 660 000 barils par jour en 2008 à près de 1,8 million de barils par jour en 2020. Le pétrole brut synthétique de la Saskatchewan devrait augmenter de façon modeste et passer de 70 000 barils par jour en 2008 à 85 000 barils par jour en 2020. La production de bitume non valorisé passera de 571 000 barils par jour en 2008 à 1,1 million de barils par jour en 2020. Ce bitume non valorisé est soit vendu comme pétrole lourd à des raffineries canadiennes, soit transporté à des raffineries des États-Unis pour qu'on le transforme en produits pétroliers raffinés.

Tableau A1.3 : Variation de l'exploitation des sables bitumineux
Milliers de barils par jour 2008 2010 2020
Synthétique – Alberta 660 905 1 832
Synthétique – Saskatchewan 70 70 85
Bitume non valorisé 571 670 1 113
Utilisation locale 22 45 92
Sables bitumineux (production nette) 1 301 1 645 3 030

La production de gaz naturel (Tableau A1.4) devrait diminuer légèrement au cours de la période de prévision et passer de 6,2 billions de pieds cubes en 2008 à environ 5,4 billions de pieds cubes en 2010. La production devrait s'établir à environ 6,1 billions de pieds cubes en 2020, compte tenu de la commercialisation de nouvelles sources de production et de sources non conventionnelles comme le gaz de schiste et le méthane de houille19.

Tableau A1.4 : Variation de la production de gaz naturel
Milliards de pieds cubes 2008 2010 2020
Approvisionnement  
Production brute
6 188 5 425 6 078
Utilisation locale
532 501 532
Gaz commercialisable 5 656 4 924 5 546
Importation
427 427 427
Approvisionnement total 6 083 5 351 5 973

Les perspectives relatives aux émissions tiennent compte des plans des services publics provinciaux et territoriaux concernant l'augmentation de la capacité en électricité.

Si l'on tient compte des plans provinciaux, de même que des unités additionnelles qui devraient être construites selon le modèle énergie-émissions-économie (E3MC) d'Environnement Canada afin de répondre à la demande croissante d'électricité, la production totale d'électricité devrait également augmenter de façon considérable, soit de 17 % entre 2008 et 2020. Par ailleurs, on devrait observer des changements de composition en combustibles à mesure que la production augmente. Le Tableau A1.5, qui est fondé sur le soutien des politiques, montre que la proportion de la production d'électricité associée à l'énergie éolienne et à d'autres sources renouvelables devrait augmenter et passer de 0,6 % environ en 2005 à 6 % d'ici 2020. Il est important de constater que la proportion associée au gaz naturel devrait plus que doubler par rapport aux niveaux de 2005.

Les mesures gouvernementales, notamment l'adoption des normes de rendement en matière d'électricité, provoqueront le remplacement des combustibles dans le portefeuille de production d'électricité. Comme nous l'avons mentionné précédemment, on prévoit que la production au gaz naturel aura plus que doublé d'ici 2020 par rapport à 2008, et ce, en raison du fait qu'il s'agit d'une source d'énergie relativement propre et que l'on peut l'employer pour répondre aux charges de pointe. La production au charbon et au coke de pétrole représentait 17 % du portefeuille de production d'électricité au Canada en 2008 et devrait diminuer à 8 % en 2020.

Tableau A1.5 : Production d'électricité selon le combustible
TWh 2008 2010 2020
Charbon et coke de pétrole 104 82 60
Produits pétroliers raffinés 5 3 4
Gaz naturel 23 42 65
Hydroélectricité 377 381 447
Nucléaire 91 90 88
Autres sources d'énergie renouvelable 3 12 44
Production totale 603 610 708

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Facteurs d'émissions

Tableau A1.6 fournit une estimation approximative du dioxyde de carbone émis par unité d'énergie consommée selon le type de carburant fossile. Ces nombres ne sont que des estimations étant donné que les facteurs d'émission peuvent varier légèrement selon l'année, le secteur et la province.

Tableau A1.6 : Masse de dioxyde de carbone émise par quantité d'énergie pour différents carburants
Nom du combustible Équivalent en CO2 émis (g/106 J)
Gaz naturel 49,7
Gaz de pétrole liquéfié 61,0
Gaz naturel non commercialisable 66,5
Propane 59,8
Essence aviation 69,6
Essence pour automobiles 67,6
Kérosène 67,3
Mazout léger 70,3
Mazout lourd 74,0
Pneus/combustible extrait des pneus 80,8
Bois et déchets ligneux 020
Charbon (bitumineux) 88,1
Charbon (subbitumineux) 91,6
Charbon (lignite) 92,4
Coke de pétrole 86,4
Charbon (anthracite) 97,6

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Mesures fédérales, provinciales et territoriales

Depuis 2006, divers instruments ont été adoptés à l'échelle nationale pour lutter contre les changements climatiques. Des investissements importants ont été consacrés à l'énergie renouvelable, des mesures incitatives ont été mises en place pour accélérer le développement et la mise en place de technologies et de pratiques écologiques, des règlements visant à réduire les émissions provenant de sources importantes ont été édictés et des initiatives conjointes ont été entreprises avec les provinces et les territoires dans le but de les aider à composer avec les difficultés qui leur sont propres et d'établir des stratégies coordonnées.

Le Tableau A1.7 ci-dessous comprend les principales mesures fédérales, provinciales et territoriales comprises dans le scénario de référence de Perspectives énergétiques du Canada. Il comprend les mesures fédérales qui ont été mises en œuvre ou annoncées en détail en date de novembre 2010. Dans les cas où le financement prend fin, on considère, dans les projections, que l'incidence de ces programmes, autres que ceux qui sont liés au comportement des consommateurs, cessera avec la fin du financement.

L'analyse comprend également les mesures provinciales et territoriales actuelles. Environnement Canada surveille ces mesures et s'efforce d'en tenir compte dans son analyse et ses modèles. Aux fins du présent document, les mesures provinciales annoncées et entièrement mises en œuvre en date du 31 mars 2010 ont été incluses dans la mesure du possible.

Le scenario de référence de projections d'émissions comprend les mesures qui ont été mises en œuvre ou annoncées en détail, mais elles ne tiennent pas compte de l'incidence des stratégies à plus grande échelle ou des mesures à venir dans les plans actuels dont certains éléments importants sont encore en développement.

Le Plan sur les changements climatiques du gouvernement fédéral prévoit l'adoption de mesures visant les émissions par secteur. Or, certaines mesures en cours d'élaboration n'ont pas été incluses dans le scénario de référence. Par exemple, le gouvernement s'est engagé à réglementer les émissions des véhicules lourds à partir de 2014, mais les détails de ce règlement ne sont pas encore finalisés, de sorte qu'il ne fait partie du scénario de référence.

De même, les grandes initiatives stratégiques des provinces comme le plan énergétique de la Colombie-Britannique, le plan du Manitoba au-delà du Protocole de Kyoto et les annonces provinciales liées aux systèmes régionaux d'échange de droits d'émission (p. ex. la Western Climate Initiative) ne sont pas prises en compte dans le scénario de référence.

Certaines des principales mesures fédérales actuelles qui ont été prises en compte dans le scénario de référence sont indiquées ci-dessous :

  1. Norme de rendement pour la production d'électricité à partir du charbon – En juin 2010, le gouvernement a annoncé son intention de réglementer la production d'électricité à partir du charbon. Le projet de règlement imposera une norme de rendement pour les nouvelles unités de production d'électricité à partir du charbon et aux unités qui ont atteint leur fin de vie utile. Ce nouveau règlement, qui devait entrer en vigueur en 2015, incitera les services publics d'électricité à se tourner vers des types de production d'électricité à émissions nulles ou réduites. Il envoie un message clair à l'industrie avant la rotation importante prévue du stock de capital. En ayant une incidence sur les décisions d'investissements dès maintenant, le règlement permettra d'éviter la construction d'installations à émissions élevées. L'élimination graduelle des vieilles centrales au charbon polluantes devrait réduire considérablement les émissions liées à la production d'électricité et améliorer la qualité de l'air pour tous les Canadiens.
  2. Règlement sur les émissions de gaz à effet de serre des automobiles à passagers et des camions légers – En octobre 2010, le gouvernement a publié la version finale du Règlement sur les émissions de gaz à effet de serre des automobiles à passagers et des camions légers, qui fixe des normes de plus en plus rigoureuses, et harmonisées avec celles des États-Unis, pour les émissions de gaz à effet de serre provenant des nouvelles voitures et des nouveaux camions légers des années modèles 2011 à 2016. Le gouvernement a également signalé son intention de continuer à travailler avec les États-Unis sur l'élaboration de normes de plus en plus rigoureuses pour les nouvelles voitures et les nouveaux camions légers des années modèles 2017 et subséquentes.
  3. Règlement sur les carburants renouvelables – En 2006, dans le cadre de la Stratégie sur les carburants renouvelables, le gouvernement du Canada a annoncé son intention d'exiger, dans un premier temps, que le contenu annuel moyen de carburant renouvelable soit de 5 % dans l'essence d'ici 2010 et, dans un deuxième temps, que le contenu en carburant renouvelable soit de 2 % dans le carburant diesel et le mazout de chauffage d'ici 2011. La première phase de la Stratégie, qui porte sur l'essence, est entrée en vigueur le 15 décembre 2010. Lorsqu'elles auront été mises en œuvre, ces deux exigences réglementaires, combinées aux règlements provinciaux, réduiront les émissions annuelles de gaz à effet de serre jusqu'à 4 mégatonnes, soit l'équivalent du retrait d'un million de véhicules de la circulation, grâce au volume total de carburant renouvelable ajouté.
  4. Règlements relatifs à l'efficacité énergétique ainsi que codes et normes pour les bâtiments et les habitations – Le gouvernement continue de mettre à jour et de renforcer les normes en matière d'efficacité énergétique pour les produits en vertu de la Loi sur l'efficacité énergétique et travaille avec les provinces afin de mettre à jour le Code national de l'énergie pour les bâtiments. Ces mesures, combinées aux programmes incitatifs ciblés, se sont révélées efficaces pour réduire la consommation d'énergie et les émissions de gaz à effet de serre dans ce secteur.

Pour obtenir de plus amples renseignements sur les mesures fédérales actuelles, veuillez consulter le rapport d'Environnement Canada de mai 2010 intitulé « Plan sur les changements climatiques aux fins de la Loi de mise en œuvre du Protocole de Kyoto. »

Tableau A1.7 : Mesures comprises dans les projections

Ce tableau décrit les politiques et les mesures des gouvernements provinciaux et fédéral qui sont incluses dans les prévisions en matière d'émissions. Les mesures provinciales incluent l'élimination progressive du charbon en Ontario, les tarifs de rachat garantis de l'Ontario, les normes relatives à l'efficacité énergétique, la taxe sur les émissions carboniques de la Colombie-Britannique, les règlements industriels en Alberta, le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de gaz à effet de serre du Québec, le plafond des émissions de gaz à effet de serre de la Nouvelle-Écosse, les règlements liés au code du bâtiment, les normes relatives à l'efficacité énergétique et rabais des diverses provinces. Les mesures fédérales comprennent le Règlement sur les émissions de gaz à effet de serre des automobiles à passagers et des camions légers, les normes de rendement en matière d'électricité, les normes d’efficacité énergétique plus strictes, le Règlement sur les carburants renouvelables (5 % d'éthanol), le programme écoÉNERGIE pour l'électricité renouvelable, l'initiative écoÉNERGIE Rénovation, le programme écoÉNERGIE pour les bâtiments et les habitations, le programme écoÉNERGIE pour l’industrie, le programme écoMARCHANDISES, le programme écoTECHNOLOGIE pour les véhicules, le programme écoÉNERGIE pour les parcs de véhicules, le programme écoMOBILITÉ, le crédit d'impôt pour le transport en commun, l'initiative écoÉNERGIE pour le chauffage renouvelable, le programme de remise écoAUTO, l'initiative écoÉNERGIE pour les véhicules personnels, le programme de mise à la ferraille de véhicules, le Programme d'alimentation à quai des navires, l'exploitation des carburants renouvelables, l'initiative écoÉNERGIE pour les biocarburants, l'Initiative pour un investissement écoagricole dans les biocarburants, le développement et le déploiement des technologies et l'initiative écoÉNERGIE sur la technologie.

Mesures provinciales et territoriales21

Mesures fédérales22

  • Élimination progressive du charbon en Ontario
  • Tarifs de rachat garantis et normes d'efficacité énergétique de l'Ontario
  • Taxe sur les émissions carboniques de la Colombie-Britannique
  • Règlement sur les émetteurs désignés de l'Alberta
  • Système de plafonnement et d'échange de droits d'émission de gaz à effet de serre du Québec
  • Plafond des émissions de gaz pour le secteur de production d'électricité en Nouvelle-Écosse
  • Réglementation sur les codes du bâtiment
  • Normes relatives à l'efficacité énergétique et rabais des diverses provinces
  • Règlement sur les émissions de gaz à effet de serre des automobiles à passagers et des camions légers
  • Normes de rendement en matière d'électricité
  • Normes d'efficacité énergétique plus strictes
  • Règlement sur les carburants renouvelables (5 % d'éthanol)
  • écoÉNERGIE pour l'électricité renouvelable
  • Initiative écoÉNERGIE Rénovation
  • écoÉNERGIE pour les bâtiments et les habitations
  • écoÉNERGIE pour l'industrie
  • Programme écoMARCHANDISES
  • Programme écoTechnologie pour les véhicules
  • écoÉNERGIE pour les parcs de véhicules
  • écoMobilité
  • Crédit d'impôt pour le transport en commun
  • écoÉNERGIE pour le chauffage renouvelable
  • Programme de remise écoAUTO
  • Initiative écoÉNERGIE pour les véhicules personnels
  • Programme national de mise à la ferraille de véhicules
  • Programme d'alimentation à quai des navires
  • Exploitation des carburants renouvelables
  • Initiative écoÉNERGIE pour les biocarburants
  • Initiative pour un investissement écoagricole dans les biocarburants
  • Développement et mise en œuvre de technologies
  • Initiative écoÉNERGIE sur la technologie

 

Tableau A1.8 : Cibles de réductions de gaz à effet de serre publiées des gouvernements provinciaux d'ici 2020 (seules les mesures annoncées et mise en œuvre pour ces cibles sont incluses dans ces projections)

Ce tableau montre les cibles provinciales en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Colombie-Britannique : 33 % sous les niveaux de 2007; Alberta : 50 Mt en dessous du maintien du statu quo; Saskatchewan : 20 % sous les niveaux de 2006; Manitoba : 15 % sous les niveaux de 2005; Ontario :15 % sous les niveaux de 1990; Québec : 20 % sous les niveaux de 1990; Nouveau-Brunswick : 10 % sous les niveaux de 1990; Nouvelle-Écosse : 10 % sous les niveaux de 1990; Terre-Neuve-et-Labrador : 10 % sous les niveaux de 1990; Île-du-Prince-Édouard : 10 % sous les niveaux de 1990.

Province/Territoire

Cible

Colombie‑Britannique

33 % below 2007

Alberta

50 Mt de moins que le maintien du statu quo

Saskatchewan

20 % sous 2006

Manitoba

15 % sous 2005

Ontario

15 % sous 1990

Québec

20 % sous 1990

Nouveau‑Brunswick

10 % sous 1990

Nouvelle‑Écosse

10 % sous 1990

Terre‑Neuve23

10 % sous 1990

Île-du-Prince-Édouard23

10 % sous 1990

 


16 En octobre 2010, le ministère des Finances a publié une mise à jour des projections économiques et financières. Selon la « prévision moyenne » de septembre, la croissance économique en 2010 était plus forte que ce que l'on avait prévu dans le budget (3,0 % contre 2,6 %). Malgré tout, la croissance annuelle moyenne pour la période de 2010 à 2014 est comparable à la croissance prévue dans le budget de 2010.

17 La densité sur l'échelle de l'American Petroleum Institute est une mesure de la densité du pétrole sous forme liquide par rapport à l'eau.

18 http://www.ercb.ca/docs/products/STs/st98_current.pdf

19 Aux fins du présent document, l'exploitation du gaz de schiste a été incluse dans la production de gaz naturel. Lorsque plus de renseignements seront connus sur les tendances liées à l'exploitation probable du gaz de schiste, la modélisation séparée de ce type d'exploitation sera envisagée.

20 Bien que l'intensité des émissions liées à la combustion du bois soit de 81,26, les biocombustibles comme le bois peuvent être considérés comme neutres en carbone étant donné que le dioxyde de carbone a été absorbé à partir de l'atmosphère durant la croissance des arbres.

21 Environnement Canada est continuellement à l'affût des nouvelles initiatives provinciales et territoriales. Il est possible que les mesures provinciales ou territoriales les plus récentes ne soient pas prises en compte dans le présent rapport. Nous continuerons de tenir compte des nouvelles initiatives dans notre analyse à mesure que de nouveaux renseignements sont connus.

22 Pour de plus amples renseignements sur un règlement ou une initiative en particulier du gouvernement fédéral, veuillez consulter les sites suivants :

« Plan sur les changements climatiques aux fins de la Loi de mise en œuvre du Protocole de Kyoto – 2010. » http://www.climatechange.gc.ca/default.asp?lang=Fr&n=4044AEA7-1

Camions légers : http://www.ec.gc.ca/default.asp?lang=Fr&n=714D9AAE-1&news=3C7732ED-B2B7-4E45-8A54-A495500E58DB

Qualité des carburants : http://www.ec.gc.ca/default.asp?lang=Fr&n=714D9AAE-1&news=AA10549F-E7DA-4568-8F35-B20BE581FCBC

Efficacité énergétique : http://www.ec.gc.ca/default.asp?lang=Fr&n=714D9AAE-1&news=A1966AC2-3E88-44D3-AE52-79482FB5B583

Normes de rendement en matière d'électricité : http://www.ec.gc.ca/default.asp?lang=Fr&n=714D9AAE-1&news=E5B59675-BE60-4759-8FC3-D3513EAA841C

23 Sous les auspices du partenariat entre la Conférence des gouverneurs de la Nouvelle‑Angleterre et les premiers ministres de l'Est du Canada (GNA‑PMEC), les quatre provinces de l'Atlantique se sont engagées à atteindre, d'ici 2020, un objectif régional de 10 % sous les niveaux de 1990. L'Île-du-Prince-Édouard et Terre Neuve n'ont pas établi leur propre cible officielle de réduction des émissions provinciales; la cible commune des gouverneurs de la Nouvelle-Angleterre et des premiers ministres de l'Est du Canada (GNA/PMEC) s'appliquent à eux aux fins de cette analyse.

 

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