Voir NE23-15-2007F.pdf - Publications du gouvernement du Canada

Centrales alimentées au gaz
naturel
En raison des prix plus
faibles envisagés dans ce
scénario et de la montée des
préoccupations de nature
environnementale, en
dehors de l’Alberta et de la
Saskatchewan, le gaz naturel
est le combustible privilégié
pour la production classique.
Centrales alimentées au
charbon
La chute de la demande,
alliée à la concurrence du gaz
naturel et des technologies
émergentes, fait que la quotepart
de la capacité totale en
place des centrales alimentées
au charbon passe de 14 % à
4,3 % en 2030. En Alberta
et en Saskatchewan, il y a un regain d’intérêt pour ce type de production à compter de 2019, et des
centrales au charbon perfectionnées munies de dispositifs pour la capture de CO 2 et son stockage
entrent en service.
Centrales alimentées au pétrole
La baisse de la demande d’électricité, à laquelle se greffe une commutation au profit du gaz naturel,
plus propre, entraîne une coupure de 37 % de la production des centrales au pétrole d’ici 2030 et
ce, en dépit de la construction de centrales de cogénération alimentées au bitume d’une capacité de
640 MW en Alberta. En 2020, la production qui était tirée de turbines alimentées au pétrole mises
au rancart à Terre-Neuve est remplacée au moyen d’une production par cycle combiné de 180 MW
alimentée au gaz naturel.
Technologies émergentes
fIGURE 5.22
Production au Canada – Triple-E
en GWh
800 000
700 000
600 000
500 000
400 000
300 000
200 000
100 000
0
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Énergie hydraulique/houlomotrice/marémotrice
Éolien
historique prévisions
biomasse/gaz d'enfouissement/déchets
uranium
Charbon et coke
gaz naturel
pétrole
L’éolien, les petites centrales hydroélectriques et la biomasse sont les solutions privilégiées pour le
remplacement des technologies de production classiques, mais il est prévu que les énergies solaire,
géothermique et houlomotrice réaliseront des gains importants. Par exemple, l’énergie houlomotrice
connaît une croissance substantielle et permet d’ajouter 60 MW à la production sur les côtes Est et
Ouest entre 2015 et 2030. Même si elles sont prometteuses, les technologies émergentes ont eu, et
continueront probablement d’avoir, peu de conséquences, comparativement aux types classiques de
production, pendant la période à l’étude.
C’est l’éolien qui, à ce chapitre, est à l’origine de la plus grande capacité en place selon le scénario
prospectif Triple-E, cette capacité atteignant 17 % en 2030. Une telle situation nécessitera des
investissements dans les réseaux de transport et les systèmes de commande afin de contrebalancer
la nature intermittente de la production éolienne, mais les investissements en question sont jugés
valables compte tenu des préoccupations de nature environnementale qui existent.
OffiCe natiOnaL de L’Énergie 93