L’avenir énergétique du Canada passe par une intégration nord-américaine plus poussée

Note économique montrant que le Canada a besoin de renforcer ses relations énergétiques fructueuses avec les États-Unis plutôt que de les laisser se détériorer

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Cette Note économique a été préparée par Taylor MacPherson, chercheur associé à l’IEDM, en collaboration avec Gabriel Giguère, analyste senior en politiques publiques à l’IEDM. La Collection Énergie de l’IEDM vise à examiner l’impact économique du développement des diverses sources d’énergie et à réfuter les mythes et les propositions irréalistes qui concernent ce champ d’activité important.

Les compresseurs vrombissent, les tuyaux maintiennent la pression, et les réseaux et pipelines s’étendent du désert à la toundra. Ce système – qui constitue l’avantage énergétique de l’Amérique du Nord – est un atout stratégique développé depuis une centaine d’années, fondé sur la combinaison de réserves profondes et de réseaux denses : le pétrole brut de l’Alberta, le gaz naturel des Appalaches, les cokeurs de la côte du golfe du Mexique et l’énergie hydroélectrique du Québec. Dans ce système, les relations énergétiques entre le Canada et les États-Unis ont été fructueuses : le pétrole lourd est acheminé vers le sud, l’électricité circule dans les deux sens et les investissements affluent là où les infrastructures le permettent(1).

Ces dernières années, Ottawa semble toutefois déterminé à dilapider cet héritage. Les retards administratifs, les restrictions à l’exportation et une politique climatique de plus en plus prescriptive menacent de mettre du sable dans l’engrenage qui fait fonctionner l’intégration continentale. Alors que la politique énergétique suscite aujourd’hui de vives contestations, l’Amérique du Nord a besoin d’une plateforme énergétique réfléchie pour renforcer cet avantage, plutôt que de le laisser se détériorer.

Un marché énergétique nord-américain déjà intégré

Pour saisir la portée des enjeux, il suffit de considérer l’ampleur même des flux énergétiques transfrontaliers d’aujourd’hui. En 2024, les exportations canadiennes d’hydrocarbures (pétrole brut, gaz naturel, liquides de gaz naturel et produits pétroliers raffinés) vers les États-Unis se sont élevées à 169,8 milliards de dollars canadiens, soit un solide 22 % de l’ensemble des exportations canadiennes. En sens inverse, le Canada a importé pour 33,4 milliards de dollars canadiens d’hydrocarbures américains (une part moindre, mais tout de même significative, de 4 % des importations)(2).

Le pétrole brut domine ces échanges, et principalement dans une direction. En 2024, le Canada a exporté pour 140,8 milliards de dollars canadiens de pétrole brut vers les États-Unis, ce qui représente la quasi-totalité de nos exportations de pétrole (voir le Tableau 1). En contrepartie, nous avons importé des États-Unis pour 14,2 milliards de dollars canadiens de brut, essentiellement plus léger(3). Cet échange de brut lourd contre du brut léger reflète un alignement judicieux du marché : les sables bitumineux du Canada produisent un brut lourd idéal pour les raffineries complexes des États-Unis, tandis que les gisements de schiste américains produisent du pétrole léger que les raffineries de l’est du Canada peuvent utiliser(4).

En 2024, quelque 8,3 milliards de dollars canadiens de gaz naturel ont été acheminés vers le sud, tandis qu’environ 2 milliards de dollars canadiens ont été acheminés vers le nord à partir de gisements américains(5). Ces flux de gaz contribuent à réguler les besoins saisonniers : par exemple, le gaz américain alimente l’Ontario en hiver et le gaz canadien alimente les centrales électriques californiennes en été. Outre le pétrole et le gaz, les liquides de gaz naturel, les produits raffinés et l’électricité ont représenté une valeur totale d’échanges bilatéraux de 42,3 milliards de dollars canadiens, ce qui porte l’ensemble des échanges énergétiques bilatéraux à plus de 200 milliards de dollars canadiens annuellement(6). Cela représente plus que l’ensemble des échanges bilatéraux de marchandises entre le Canada et la Chine en 2024 (118,7 milliards de dollars canadiens)(7), et environ 13 % de l’ensemble des échanges de marchandises du Canada à l’échelle mondiale (1560 milliards de dollars canadiens)(8).

Il en résulte une véritable chorégraphie énergétique à l’échelle du continent : pipelines et lignes électriques sillonnent le 49e parallèle, acheminant des molécules et des mégawatts vers leur meilleur usage économique grâce à ce réseau d’infrastructures tentaculaire(9). À bien des égards, la frontière n’est qu’un simple détail pour cette machine énergétique nord-américaine intégrée, qui roule depuis une centaine d’années, peu importe la couleur de l’échiquier politique.

Notre profonde intégration continentale permet à chacun des pays de mettre à profit ses forces relatives, c’est-à-dire ses avantages comparatifs. Le Canada s’est ainsi spécialisé pour devenir le quatrième producteur mondial de pétrole, le cinquième producteur de gaz naturel et le troisième producteur d’hydroélectricité(10).

Cette spécialisation a généré d’énormes dividendes. L’énergie est le moteur de la productivité du Canada, comptant pour 10,3 % du PIB en 2023 et employant 697 000 Canadiens (environ 3,4 % du total des emplois)(11). Alors que la part du secteur dans la production est presque trois fois supérieure à sa part dans l’emploi, le secteur de l’énergie compte parmi les emplois les mieux rémunérés du pays, comme le montre la Figure 1.

Les finances publiques racontent la même histoire. Grâce aux redevances, à l’impôt sur les sociétés et à l’impôt foncier, l’énergie génère une puissante capacité fiscale, appuyée par des dizaines de milliards de dollars collectés en 2024-2025, dont près de 22 milliards de dollars canadiens pour la seule province de l’Alberta(12). Lorsque les échanges continentaux circulent librement, les retombées se répercutent sur les écoles, les hôpitaux et les infrastructures.

Les artères énergétiques continentales offrent également une protection contre la volatilité. Lorsque les marchés énergétiques mondiaux sont plongés dans le chaos, et que certains pays ont soudainement besoin de livraisons de gaz ou de pétroliers en urgence, le Canada peut garder la tête froide. Sur notre marché nord-américain presque sans friction, nous échangeons de l’énergie au moyen de pipelines stables et de réseaux électriques partagés, et non sur des marchés mondiaux au comptant imprévisibles. Et comme ces échanges ont jusqu’ici été protégés par des règles strictes dans le cadre de l’accord Canada–États-Unis–Mexique (ACÉUM), le risque d’être subitement coupé du marché ou de voir les prix chuter est faible.

L’énergie est le moteur de la productivité du Canada, comptant pour 10,3 % du PIB en 2023 et employant 697 000 Canadiens.

Par exemple, au début de 2023, lorsque la demande hivernale a grimpé en flèche en Ontario, les exportations américaines de gaz naturel ont afflué vers le nord pour chauffer les maisons et faire tourner les entreprises(13), sans surenchère, simplement parce que l’énergie transfrontalière circulait comme prévu. La même année, lors des chaleurs estivales extrêmes dans le nord-est des États-Unis, l’énergie hydroélectrique canadienne a été exportée vers le sud pour stabiliser des réseaux mis à rude épreuve par la forte demande en climatisation(14).

Enjeux politiques et réglementaires

Alors que l’intégration énergétique nord-américaine est une source de prospérité partagée, le Canada a imposé ces dernières années des retards et une réglementation restrictive – voire des interdictions pures et simples – qui ont compromis le développement de son secteur énergétique.

D’une part, la Loi sur l’évaluation d’impact (LÉI) adoptée par Ottawa en 2019 a élargi le champ d’application de l’examen des projets, en y intégrant des facteurs comme les impacts « sociaux » et « sexospécifiques » et les émissions en aval(15). Les délais s’en sont trouvés allongés presque indéfiniment, en plus de faire double emploi avec les processus provinciaux et d’ouvrir la porte à davantage de litiges(16).

Comme on pouvait s’y attendre, les projets de pipelines et de GNL ont ralenti(17), ce qui a eu pour effet de plafonner la capacité d’exportation, d’accroître les écarts de prix et de priver les producteurs et les gouvernements de revenus(18). Certains projets ont été purement et simplement annulés. En 2023, la Cour suprême a estimé que de grandes parties de la LÉI ne relevaient pas de la compétence fédérale, ce qui a aggravé l’incertitude, même si le Parlement a modifié la loi l’année dernière(19).

Une autre menace qui avait émergé était le plafond d’émissions de pétrole et de gaz proposé par le gouvernement fédéral, largement considéré comme un plafond de production dans les faits(20). Heureusement, le récent budget 2025 marque un tournant en déclarant que des marchés du carbone plus efficaces, une règlementation renforcée sur le méthane ainsi que le déploiement à grande échelle de techniques de captage, utilisation et stockage du carbone « créeraient les conditions dans lesquelles les plafonds d’émissions pour le secteur pétrolier et gazier ne seraient plus nécessaires »(21).

Le Canada a imposé ces dernières années des retards et une réglementation restrictive qui ont compromis le développement de son secteur énergétique.

Autrement dit, Ottawa semble échanger un plafond d’émissions brut contre des outils plus élaborés. Le plafond imposerait à l’ensemble du secteur une réduction d’environ 35 % par rapport aux niveaux d’émissions de 2019 d’ici 2030, plus rapidement que la technologie pourrait raisonnablement permettre, ce qui signifie que notre secteur énergétique serait contraint de réduire sa production, et non seulement ses émissions(22).

Maintenant que le plafonnement semble avoir été écarté, le risque à court terme d’une réduction de l’offre canadienne découlant de ce plafond – ainsi que celui d’un resserrement des équilibres nord-américains et de hausses de prix plus marquées en période de tension – a diminué. La priorité est désormais de réduire les émissions par baril, et non la production, ce qui est moins préjudiciable à l’emploi, aux redevances et au réinvestissement au Canada. Le risque de fuites de carbone (barils canadiens remplacés par une offre plus émettrice ailleurs) est également réduit.

Entre-temps, la Loi canadienne sur le moratoire relatif aux pétroliers de 2019 interdit aux pétroliers transportant plus de 12 500 tonnes métriques de pétrole brut ou d’hydrocarbures persistants de s’arrêter dans les ports de la côte nord de la Colombie-Britannique, depuis la frontière de l’Alaska jusqu’à la pointe septentrionale de l’île de Vancouver(23). Si la volonté de protéger un littoral sensible est certes compréhensible, elle a néanmoins pour effet d’exclure tout terminal d’exportation majeur à Prince Rupert, Kitimat ou dans les ports avoisinants. En éliminant la voie d’accès la plus directe du Pacifique pour les barils albertains, le moratoire renforce la dépendance à l’égard d’un seul corridor (Trans Mountain vers Vancouver) et d’un flux résiduel vers la côte ouest des États-Unis.

Moins de voies d’acheminement entraîne des goulets d’étranglement plus fréquents, des décotes plus marquées lorsque les pipelines sont saturés ou perturbés, et un pouvoir de monopsone soutenu pour les raffineries américaines(24). De plus, il est difficile de faire valoir nos ambitions en matière de GNL à l’étranger en raison de l’incertitude causée par des mesures strictes et universelles comme l’interdiction des pétroliers à Kitimat.

Intégration plus poussée et diversification

Une intégration continentale plus poussée est la meilleure voie à suivre pour le Canada. Pour ce qui est de la difficulté à faire approuver les grands projets dans le cadre de la LÉI, les solutions sont simples : un projet, un seul examen, des délais fermes pour les décisions et des responsabilités claires sans chevauchement(25).

En ce qui concerne le plafonnement des émissions de pétrole et de gaz, il semble fort heureusement ne plus être d’actualité. Ottawa doit poursuivre dans cette voie et se concentrer sur la réduction des émissions par baril, et non sur le nombre de barils produits, ce qui permettra de maintenir l’offre canadienne sur le marché tout en réduisant les émissions.

Quant à la protection des côtes vulnérables, une approche plus judicieuse n’est pas si difficile à définir. Le gouvernement pourrait simplement exiger l’utilisation de mesures de sécurité adéquates (escortes, doubles coques, restrictions de trajets) plutôt que d’imposer une interdiction pure et simple. La prudence exige une diversification en plus d’une intégration plus poussée, même si la menace du protectionnisme américain devait s’estomper.

D’autres pistes de diversification comprennent l’ouverture d’autres voies d’acheminement du pétrole vers les côtes, en plus de Trans Mountain. Une liaison vers l’est, en direction du Saint-Laurent ou de l’Atlantique, permettrait d’acheminer à nouveau les barils de l’Ouest canadien vers les raffineries européennes, de réduire le risque lié à un corridor unique et d’intensifier la concurrence sur les prix pour notre pétrole brut(26).

Une intégration continentale plus poussée est la meilleure voie à suivre pour le Canada.

Il convient également de renforcer notre capacité en matière de GNL sur les deux côtes. Les projets à venir sur la côte ouest, comme la deuxième phase de GNL Canada, devraient être assortis des pipelines nécessaires pour les alimenter; sur la côte est, la reconversion de terminaux d’importation de GNL en terminaux d’exportation destinés à l’Europe se justifie si l’approvisionnement en gaz est assuré et si de nouvelles capacités de pipelines dans le nord-est du pays sont en service(27).

Enfin, nous devons améliorer notre diplomatie énergétique, en transformant nos intentions en contrats fermes de 10 à 20 ans avec nos partenaires européens et asiatiques, pour éviter les restrictions ponctuelles à l’exportation énergétique au moment de la révision de l’ACÉUM dans les mois à venir.

L’intégration énergétique nord-américaine est un véritable trésor de pipelines et de lignes électriques. Si le Canada veut rester un chef de file dans le secteur énergétique et s’engager sur la voie de la « superpuissance énergétique »(28), comme l’a promis le premier ministre Carney, la marche à suivre est déjà tracée devant nous. Nous devons veiller à ce que la ressource puisse se déplacer et, au cas où elle ne pourrait pas se déplacer vers le sud, nous devons nous doter d’une police d’assurance judicieuse : la diversification. Alors que la part de l’Amérique du Nord dans le commerce mondial du pétrole et du gaz est en hausse(29), chaque baril ou pied cube supplémentaire que nous transportons renforce nos alliés, réduit l’influence de nos adversaires et maximise la valeur au profit de l’ensemble des Canadiens.