Forger l’avenir électrique du Canada – L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026

L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026

Forger l’avenir électrique du Canada L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026

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L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026

Forger : Travailler, façonner à la forge pour donner une forme.

En couverture : Four électrique à arc produisant de l’acier Forger l’avenir électrique du Canada : L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026 Une production d’Électricité Canada 1500-275, rue Slater, Ottawa, ON, K1P 5H9 | electricity.ca Rédaction et révision : Julia Muggeridge, Michael Powell et Channa Perera Collaborateurs : Brittany Botting, Graeme Burk, Diana Dominique, Daniel Gent, Eric Jacques, Shelley Levoy, Jay Wilson, Robin Yee Graphisme : Fatima Khan Traduction : Louise MacKay © 2026 Electricity Canada Page 2

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Table des matières Forger le système électrique canadien.................................................................................. 4 Moderniser la réglementation pour un système d’électricité digne du 21e siècle....... 6 Étude de cas : Renouveler les permis d’anciennes infrastructures hydroélectriques au Canada

Du matériel aux gens : bâtir les capacités du système....................................................... 8 Étude de cas : Renforcer la chaîne d’approvisionnement ontarienne du secteur de l’électricité

Mobiliser des capitaux : financer l’avenir électrique du Canada.................................... 10 Étude de cas : BIC, partenariat autochtone et ligne de transport Wasoqonatl (NouveauBrunswick – Nouvelle-Écosse)

Vers un réseau électrique canadien intégré.........................................................................12 Étude de cas : Connecter les deux plus grandes provinces canadiennes

La résilience dans un climat changeant : incendies de forêt et protection des systèmes.......................................................................................................................................17 Étude de cas : Des services publics albertains collaborent pour prévenir des incendies de forêt

Protéger les infrastructures électriques canadiennes dans une ère numérique......20 Conclusion....................................................................................................................................21 L’état de l’industrie de l’électricité 2026 Recommandations.......................................... 22

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Forger le système électrique canadien En 2025, les membres du Conseil d’administration d’Électricité Canada ont visité la centrale électrique Robert-Bourassa dans le Nord québécois. À son ouverture il y a 45 ans, la centrale était la plus grande installation électrique souterraine au monde. Elle montrait clairement la place qu’occupait le Canada comme superpuissance hydroélectrique mondiale. Le projet était d’une ampleur et d’une ambition inégalées.

La centrale est aussi impressionnante aujourd’hui qu’elle l’était à son ouverture. On peut en dire autant de tout ce qui l’entoure : une collectivité de travailleurs compétents qui se dévouent pour faire tourner la centrale jour et nuit et fournir ainsi une électricité propre et fiable qui répond en grande partie aux besoins du Québec.

Comment y parvenir? Chaque chapitre dans ce rapport répond à cette question sous un angle différent. Le Canada doit doubler la taille de ses réseaux électriques. Nous voyons ici ce qu’il faut faire pour bâtir à une telle échelle.

Nous abordons les occasions à saisir, comme les projets d’intérêt national et un système d’électricité est-ouest. Nous voyons aussi les difficultés que posent les retards dus à la réglementation, les incendies de forêt et les changements climatiques.

Nous ne formulons pas dans ces pages des recommandations nouvelles. En fait, nos recommandations sont tirées d’anciens mémoires prébudgétaires, consultations gouvernementales et rapports. Ce qu’il faut maintenant, c’est plus d’investissements, moins de délais et, bien entendu, plus d’ambition.

Mais il y a plus encore : l’ambition derrière le projet. La conviction que le Canada pouvait bâtir quelque chose d’audacieux, de complexe et de rassembleur.

En ce début de 2026, l’ambition refait surface au Canada et forgera de nouveau l’avenir du système d’électricité.

Nos trois derniers numéros du rapport L’état de l’industrie mettaient nos gouvernements au défi. Bâtissons (2023), Obtenir un oui (2024) et L’électricité est essentielle (2025) ont fait valoir qu’il était urgent d’agir. Quant aux numéros préalables, ils ont montré que la réglementation était trop complexe et l’octroi de permis, trop lent. Mais aussi, que le Canada devait saisir une occasion unique par génération de devenir une superpuissance énergétique tout en propulsant le développement économique dans des régions riches en ressources et dans des collectivités nordiques.

Nous avons une longueur d’avance, car notre électricité fait du Canada un exemple à suivre. Le Canada possède les systèmes d’électricité les plus propres et les plus fiables au monde : plus de 80 % de notre électricité est sans émissions, celles-ci ayant diminué de 50 % depuis 2005. Mais il reste encore bien du pain sur la planche.

Nous avons un nouveau gouvernement qui tient à faire du Canada une superpuissance énergétique. Nous pouvons désormais tracer une voie crédible vers la réussite. Tous les regards sont rivés sur l’objectif, mais il faut maintenant passer à l’exécution.

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Ambition et abordabilité : trouver le juste milieu L’ambition seule ne suffit pas.

La hausse des coûts se fait sentir. Dans une enquête menée en 2025, RBC a observé que, selon 55 % des Canadiens, cette hausse est synonyme de paralysie financière. Près de la moitié disent ne plus avoir les moyens de maintenir leur niveau de vie.

De son côté, dans un sondage auprès de la clientèle en 2024, Électricité Canada constate quelque chose de semblable.

En tout, 84 % des répondants ont dit que l’augmentation de leur facture d’électricité se répercutera sur leurs finances.

L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026 Et ces augmentations sont inévitables. À l’échelle du pays, aucune province ne sera épargnée et le rythme des augmentations dépassera celui de l’inflation. Cela correspond à la hausse prévue de la demande. Chaque province et territoire aura besoin de plus d’électricité pour servir de gros consommateurs et une population croissante, et pour alimenter l’électrification.

Malgré cela, la population fait plus que jamais confiance aux compagnies d’électricité. Dans la version de 2025 du même sondage, les services publics sont très bien cotés, une différence remarquable par rapport à 2020. Cette confiance est un atout crucial. Selon nos recherches, lorsque les Canadiens comprennent d’où provient leur électricité et la nécessité de bâtir de nouvelles infrastructures, ils sont plus enclins à appuyer la construction malgré la hausse des coûts qu’elle entraîne.

Par ailleurs, les fournisseurs d’électricité évaluent aussi ce qu’on appelle « l’acceptabilité sociale », une autre mesure qu’Électricité Canada surveille de près chaque année. Elle

permet à une compagnie d’électricité d’établir dans quelle mesure elle peut exploiter et bâtir des infrastructures. Selon Électricité Canada, 81 % des Canadiens sont en faveur du remplacement d’infrastructures vieillissantes et 79 % approuvent le renforcement des réseaux d’électricité. On peut en déduire que les priorités changent et que notre système d’électricité est apprécié en ce moment, qu’on parle de le remplacer, de l’agrandir, de le renforcer ou de le protéger.

Cette confiance de la population canadienne est à saisir immédiatement si nous voulons agir. Nous ne savons pas si, ni pendant combien de temps, elle se maintiendra.

Quelle tâche nous attend? Bâtir en grand, de manière décisive et ambitieuse, tout en démontrant aux Canadiens que l’abordabilité, la fiabilité et la prospérité durables sont au cœur de l’avenir énergétique du pays.

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Moderniser la réglementation pour un système d’électricité digne du 21e siècle Concevoir, planifier et bâtir de grands projets électriques sont des activités de longue haleine. Nous parlons de 25 ans dans le cas d’une centrale électrique, tandis que la planification d’une grande centrale nucléaire commence plus de dix ans avant sa construction.

Mais lorsque les processus d’approbation et d’octroi de permis ne sont pas clairs ni prévisibles, cela entrave les projets.

En l’absence de processus d’approbation bien définis, les projets sont mis en péril. Conséquences? Les coûts montent et il est impossible de planifier le calendrier et les étapes de la construction. Des facteurs techniques ou externes indépendants de notre contrôle peuvent ralentir un projet.

Mais nous pouvons contrôler et gérer les processus fédéraux.

Nous avons mis au point un système qui choisit de ralentir le cours des événements.

Fort heureusement, le Bureau des grands projets établi au titre de la Loi visant à bâtir le Canada représente un pas important dans la bonne direction. Le Bureau fonctionne selon le principe d’une coordination gouvernementale globale qui permet de réduire à deux ans les délais d’approbation. Ainsi, on peut équilibrer l’obligation de bien planifier les projets et l’obtention des résultats souhaités, soit la construction urgente de projets clés. Un tiers des projets pris en charge par le Bureau sont des projets électriques (le nouveau projet nucléaire de Darlington, le projet hydroélectrique Iqaluit Nukkiksautiit et la ligne de transport de la côte nord). Manifestement, notre secteur est au service de l’intérêt national.

Mais le réseau électrique est bien plus que quelques immenses projets de production d’électricité. Il comporte aussi les poteaux devant votre maison, les centrales électriques municipales, le réseau de transport interurbain d’électricité, et tout le reste. Là aussi, les retards et les complications cumulés ont un effet perturbateur. La facture d’électricité ne distingue pas les projets d’intérêt national du reste.

Si le gouvernement fédéral s’engage à approuver les projets en deux ans, il doit le faire pour tous les projets.

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À cette fin, le gouvernement peut tirer parti des expériences et des leçons apprises par le Bureau des grands projets.

Mais il est aussi essentiel d’accélérer les initiatives fédérales d’allégement du fardeau administratif, qui doivent entre autres mettre fin au chevauchement des processus fédéraux et provinciaux. L’Agence d’évaluation d’impact du Canada et les provinces ont récemment conclu des ententes de coopération, ce qui représente un pas dans la bonne direction.

Le protocole d’entente entre le Canada et l’Alberta est un autre bon exemple d’initiative dans ce sens. Le protocole met également en évidence les collaborations possibles entre le fédéral et les provinces pour améliorer la réglementation environnementale, y compris le Règlement sur l’électricité propre. Ainsi, les provinces sont mieux placées pour prendre des décisions en matière de planification. Mais il faut aller plus loin encore.

Il n’y a pas que les nouvelles constructions qui subissent les effets des retards et de la complexité réglementaire. Les processus d’octroi de permis en vigueur rendent difficile et plus coûteuse l’exploitation d’installations qui existent depuis des générations, même lorsque la population et l’environnement bénéficient peu de ces processus. Prenons par exemple l’étude de cas à la page 7. Elle montre que les retards dans l’octroi de permis visant d’anciennes installations hydroélectriques rendent de petites collectivités autochtones nordiques moins à même de relever les défis que pose la fiabilité et d’assumer la hausse des coûts des systèmes électriques.

Les permis octroyés au titre de la Loi sur les pêches sont un autre exemple de longue date. Depuis la modification de cette loi en 2019, les promoteurs de projets sont tenus de demander davantage de permis, ce qui représente un fardeau croissant, même pour des activités d’entretien ordinaire à faible risque.

Pourtant, le secteur comprend bien les effets de ces travaux sur les poissons et leur habitat et il sait bien les gérer. Les processus de Pêches et Océans Canada sont devenus si incertains, si lourds et si coûteux qu’ils empêchent réellement l’industrie de bien exploiter des installations de production d’électricité.

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Étude de cas : Renouveler les permis d’anciennes infrastructures hydroélectriques au Canada

Au Canada, les anciennes infrastructures hydroélectriques jouent un rôle prépondérant dans le système d’électricité.

Aussi renouveler leurs permis d’exploitation est-il aussi important que bâtir de nouveaux projets de production d’énergie propre.

Pour Yukon Energy, la réglementation a été vraiment problématique lorsqu’il fallait renouveler les permis d’installations exploitées depuis des décennies. Depuis plus de 25 ans, le service public exploite trois centrales hydroélectriques qui fournissent au Yukonnais une électricité renouvelable à 90 %. Les centrales sont en quelque sorte l’épine dorsale d’un système qui n’est pas branché à celui du reste de l’Amérique du Nord.

Or, les démarches de renouvellement de permis qu’a entrepris Yukon Energy se complexifient et deviennent de plus en plus coûteuses.

Dans l’ensemble, trois facteurs compliquent et prolongent de beaucoup ces démarches : des infrastructures vieillissantes,

des normes environnementales changeantes et le besoin de consulter et de dialoguer avec des gouvernements autochtones. Maintenant, les retards sont tels qu’ils mettent en jeu l’exploitation d’actifs qui produisent depuis des décennies de l’électricité en toute sécurité. Parallèlement, les services publics doivent mobiliser beaucoup de personnel et de ressources pour gérer ce dossier et assumer les coûts connexes, avec pour résultat une hausse de prix pour le consommateur.

Cette expérience montre une lacune dans le milieu canadien de l’électricité. Le pays doit se doter d’une Cette expérience montre une lacune dans le milieu canadien de l’électricité. Le pays doit se doter d’une méthode nationale bien coordonnée pour protéger d’anciens actifs qui produisent une électricité propre. La réglementation, l’investissement dans les infrastructures et l’approvisionnement doivent être mis à contribution. Sans quoi les goulots d’étranglement causés par la réglementation pourraient mettre en jeu la fiabilité et l’abordabilité et ralentir la décarbonation.

Recommandations `

S’engager à maintenir un délai d’approbation fédéral de deux ans pour tous les projets d’électricité. Mettre à profit les leçons apprises par le Bureau des grands projets et poursuivre les initiatives d’allégement du fardeau administratif tout en réduisant le plus possible le chevauchement des processus fédéraux et provinciaux.

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Refondre la Loi sur les pêches et les règlements afférents. L’objectif est d’adopter une méthode fondée sur le risque pour les infrastructures électriques, particulièrement les effets sur les populations de poissons. Reconnaître les caractéristiques uniques de l’exploitation d’installations hydroélectriques.

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Du matériel aux gens : bâtir les capacités du système Notre économie dépend d’une énergie sure et fiable, laquelle dépend à son tour de chaînes d’approvisionnement résilientes.

Or, celles-ci s’affaiblissent à mesure que la demande mondiale en électricité s’accroît. Par conséquent, il faut attendre beaucoup plus longtemps pour recevoir les pièces d’équipement essentielles commandées. Nous parlons de sept ans pour les turbines au gaz et de près de quatre ans pour les gros transformateurs. Selon les provinces (voir en page ##), la demande continuera d’augmenter, tout comme les besoins en matériel. Les chaînes d’approvisionnement sont mises à rude épreuve, ce qui occasionne des risques pour les projets des compagnies d’électricité canadiennes.

Fortifier la chaîne d’approvisionnement canadienne peut aussi être vu comme une belle possibilité de faire croître l’économie et la sécurité du pays. Les fabricants d’ici peuvent mieux répondre aux besoins en équipement crucial dans le marché canadien, tout en accroissant leurs exportations.

Déjà, le gouvernement du Canada procède de cette manière dans le secteur de la défense. Tandis que les autres pays du monde augmentent leurs dépenses militaires, notre gouvernement accroît stratégiquement nos capacités selon l’expertise et les possibilités d’exporter. Il en va de même pour l’industrie de l’électricité : nous savons qu’une forte demande nous attend et qu’il existe des besoins à combler en sol canadien et des possibilités d’exporter.

Les compagnies d’électricité sont déjà engagées dans cette voie.

Une grande partie des 30 milliards de dollars que dépense le secteur de l’électricité au Canada bénéficie à des fournisseurs d’ici. Par exemple, Hydro One dépense 93 % de ses avoirs auprès de fournisseurs canadiens, comme l’entreprise ontarienne Northern Transformer (voir l’annonce en page ##). Partout au pays, des entreprises comme Ontario Power Generation et Hydro-Québec s’approvisionnent chez des fournisseurs locaux et ont intégré le développement des chaînes d’approvisionnement à leurs stratégies de croissance à long terme. Électricité Canada et ses membres collaborent avec des fournisseurs pour les rendre mieux à même de répondre aux besoins nationaux. Ensemble, nous cherchons des Page 8

occasions de croissance, cernons les difficultés qui nuisent aux investissements et comblons les lacunes Prenons l’exemple des disjoncteurs haute tension, qui seront toujours recherchés dans notre secteur, mais qui pourraient se faire rares. Notre association collabore avec des fabricants canadiens à établir des analyses de rentabilité à long terme pour accroître la production de ses composants essentiels. Et les disjoncteurs ne sont qu’un début.

Le gouvernement fédéral pourrait épauler ce genre d’initiative à plus grande échelle. Une feuille de route pour les chaînes d’approvisionnement du secteur canadien de l’électricité aiderait les fabricants à préciser la demande future et à bénéficier d’outils fédéraux actuels comme des crédits d’impôt, la Banque de développement du Canada (BDC), Exportation et développement Canada (EDC) et le Fonds de croissance du Canada. De plus, une feuille de route permettrait de relever les possibilités qui existent dans les industries touchées par le commerce, comme la sidérurgie canadienne, de favoriser cette croissance. Enfin, la feuille de route devrait cerner les possibilités stratégiques que le Canada est le plus susceptible de saisir avec succès.

Pénurie de main-d’œuvre dans le secteur de l’électricité Il n’y a pas que le matériel qui fera défaut pour répondre à la demande croissante au Canada. Selon Ressources humaines, industrie électrique du Canada, membre de l’Alliance canadienne de l’électricité, le Canada subira ces prochaines années une pénurie de main-d’œuvre. Sont en cause les départs à la retraite et la demande croissante pour des travailleurs spécialisés, qui s’accentue avec l’électrification.

L’organisme prévoit également que d’ici 2028, le secteur aura besoin de 28 000 nouveaux travailleurs, ce qui correspond à environ 25 % de la main-d’œuvre actuelle. Plus de la moitié de la demande résultera des départs à la retraite de membres de la génération du baby-boom et le reste, des besoins du système d’électricité en croissance.

Par ailleurs, des données sur le marché du travail montrent que le nombre de postes vacants dans le secteur de l’électricité

L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026 dépasse de beaucoup celui des autres secteurs. De toute évidence, il est difficile d’attirer une main-d’œuvre qualifiée. À l’image du secteur, sa main-d’œuvre doit se renouveler. Nous devons nous concerter pour faire augmenter le recrutement,

la formation, le maintien en poste et les cheminements de carrière. Autrement, la pénurie mettra en jeu la résilience et la fiabilité du système d’électricité canadien en pleine transformation.

Étude de cas : Renforcer la chaîne d’approvisionnement ontarienne du secteur de l’électricité En Ontario, la demande en électricité n’a jamais été aussi forte. Dans toute la province, la construction domiciliaire et la croissance des entreprises vont bon train. Les investissements dans l’agriculture, les mines et la fabrication de véhicules électriques augmentent. En plus de bâtir de nouvelles sources de production d’électricité, il faut s’assurer que l’infrastructure essentielle du système d’électricité ne manquera pas de matériel comme des poteaux et des fils ni de pièces d’équipement cruciales comme les transformateurs.

Mais les chaînes d’approvisionnement mondiales ne fournissent plus et l’incertitude géopolitique qui plane allonge les délais de fabrication et de livraison. Il est donc difficile d’obtenir en temps voulu de l’équipement électrique essentiel.

Les longs délais et la concurrence internationale peuvent retarder des projets, faire augmenter les coûts et mettre en péril la fiabilité du système.

Face à ce risque, Hydro One renforce la chaîne d’approvisionnement ontarienne en s’engageant à investir 165 millions de dollars en quatre ans dans Northern Transformer.

Le fabricant ontarien (et entreprise partenaire d’Électricité

Canada) compte plus de 20 années d’expérience comme fournisseur de transformateurs de puissance. L’investissement à long terme garantit de la certitude de part et d’autre et renforce les capacités manufacturières locales, les emplois spécialisés et l’accès fiable à de l’équipement essentiel lorsqu’on en a le plus besoin.

Entreprise ontarienne qui emploie plus de 10 000 personnes dans toute la province, Hydro One comprend qu’investir chez nous bâtit des chaînes d’approvisionnement sures et autonomes. En 2024, plus de 93 % des dépenses annuelles de Hydro One visaient des entreprises canadiennes, la plupart établies en Ontario.

Ce partenariat montre comment un service public peut équilibrer ambition et abordabilité et renforcer l’industrie locale tout en assurant que les projets d’infrastructure avancent comme prévu. En investissant dans des fournisseurs locaux et en collaborant avec des partenaires gouvernementaux et sectoriels, Hydro One aide à bâtir un réseau électrique plus résilient et une économie ontarienne plus forte.

Recommandations `

Dresser une feuille de route pour les chaînes d’approvisionnement canadiennes du secteur de l’électricité. Élaborée de concert avec les compagnies d’électricité et les fournisseurs, elle permettra de repérer les possibilités d’accroître la production intérieure, surtout en présence de possibilités d’exportation. On mettra à profit des outils fédéraux comme les crédits d’impôt, la BDC, EDC et le Fonds de croissance du Canada.

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Mettre sur pied un conseil consultatif gouvernement fédéral-industrie sur la main-d’œuvre. Le gouvernement fédéral devrait créer un comité consultatif de haut niveau composé de représentants d’associations sectorielles, de syndicats et de fournisseurs de formations. Le conseil se penchera sur les problèmes émergents du marché du travail et sur les prévisions afin de modifier les stratégies de main-d’œuvre en conséquence. Il aura pour mandat d’examiner, de surveiller et d’améliorer les mécanismes de main-d’œuvre pour qu’ils demeurent souples et adaptables aux réalités du marché du travail.

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Mobiliser des capitaux : financer l’avenir électrique du Canada Selon le sondage national auprès de la clientèle mené par Électricité Canada en 2025, 34 % des Canadiens deviennent extrêmement ou très inquiets lorsqu’ils se demandent s’ils pourront payer leurs factures d’électricité. Pis encore, les compagnies d’électricité au Canada devront investir 2 billions de dollars pour doubler le système d’électricité afin de répondre aux besoins en 2050.

La production d’électricité devra augmenter, toutes technologies de production confondues. Le transport devra rejoindre une plus grande population, tout comme les systèmes de distribution, qu’il faudra mettre à niveau pour répondre à une demande croissante. De plus, nous devons remplacer des infrastructures vieillissantes et détériorées par les intempéries, tout en assurant une croissance jamais vue.

La facture sera élevée.

Aujourd’hui, le modèle de financement traditionnel des services publics ne suffit plus. Le consommateur ne peut pas assumer à lui seul le coût de l’agrandissement des réseaux d’électricité qui s’impose. Avec le système de facturation actuel, dans une grande région, chaque consommateur paie le même prix pour le transport d’électricité, peu importe la distance entre lui et la source de production. Si on maintient la tarification au kWh, le consommateur n’aura plus les moyens de payer sa facture d’électricité, tant celle-ci aura augmenté.

Vu les contraintes imposées par la réglementation, y compris en matière de tarifs à la consommation, des parties du secteur sont nettement sous-financées. Selon le Clean Prosperity Institute, en Ontario, le manque à gagner au chapitre des investissements dans la distribution s’élèvera à 4,7 milliards au cours des 15 prochaines années.

Le financement par les impôts peut combler l’écart. Les infrastructures électriques, tout comme les routes, les ports et le transport en commun, soutiennent la croissance économique à long terme et sous-tendent les investissements du secteur privé. Selon le sondage national auprès de la clientèle mené par Électricité Canada, les Canadiens acceptent que les contribuables assument une partie des coûts de l’agrandissement des réseaux d’électricité.

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Déjà, le gouvernement fédéral a commencé à investir. Le crédit d’impôt à l’investissement dans les technologies propres a réduit les coûts de la production et du stockage d’électricité par des entreprises privées. Le nouveau crédit d’impôt à l’investissement dans l’électricité propre aura le même effet pour les services publics appartenant à l’État ou à des collectivités autochtones. La Banque de l’infrastructure du Canada et le Programme de garantie de prêts pour les Autochtones ont favorisé la réalisation de projets en accordant des fonds à faible coût. Par ailleurs, le Programme des énergies renouvelables intelligentes et des trajectoires d’électrification (PERITE), assorti d’une enveloppe de 4,5 milliards, appuie directement la modernisation des réseaux électriques et des infrastructures de transport et de distribution, même si la demande dépasse largement les ressources. Chaque dollar dépensé par le gouvernement fédéral pour des infrastructures réduit d’un dollar la facture du client.

Il est possible d’optimiser les investissements gouvernementaux dans le secteur de l’électricité. Il faut simplifier les crédits d’impôt pour alléger les fardeaux administratifs et les maintenir après 2035 pour les faire correspondre aux délais d’agrandissement des réseaux, surtout pour les projets d’envergure. De plus, il faut en élargir la portée afin qu’ils englobent aussi la distribution et le transport interprovincial, qui peuvent représenter jusqu’à 40 % des investissements totaux.

Ces deux volets du réseau d’électricité méritent davantage de soutien. Pensons à un élargissement ciblé des crédits d’impôt à l’investissement, à des fonds accrus pour des programmes comme le PERITE et à leur intégration à d’autres programmes comme le Fonds pour bâtir des communautés fortes, prévu au budget de 2025.

Cependant, les ressources gouvernementales sont limitées et les besoins sont nombreux. La croissance du système d’électricité devra aussi dépendre de capitaux privés.

Le Canada doit veiller à ce que nos politiques favorisent la participation du secteur privé et créent un climat d’investissement concurrentiel. Les règlements fiscaux

L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026 trop complexes poussent les investisseurs vers l’étranger et doivent être évités. Ainsi, les règles de la restriction des dépenses excessives d’intérêts et de financement (RDEIF) doivent être abrogées ou refondues si nous voulons débloquer

des capitaux pour des projets électriques et d’autres projets d’infrastructures.

Étude de cas : BIC, partenariat autochtone et ligne de transport Wasoqonatl (Nouveau-Brunswick – Nouvelle-Écosse) L’interconnexion Wasoqonatl entre la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick est une ligne de transport de 160 km et de 345 kV entre Onslow (Nouvelle-Écosse) et la région de Salisbury (Nouveau-Brunswick). Première phase de la boucle de l’Atlantique modifiée, elle doublera la capacité de transfert entre les deux provinces, ce qui multipliera les énergies renouvelables et améliorera la fiabilité.

Le projet n’était pas sans défis, comme des coûts initiaux élevés, une complexité interprovinciale et le besoin d’assurer un permis social durable sur tout le territoire Mi’kmaw dans les deux provinces. Dans ce contexte, recourir uniquement au financement traditionnel des services publics risquait d’allonger les délais et de hausser les coûts pour le contribuable.

Pour sa part, la Banque d’infrastructure canadienne (BIC) a réalisé un placement en actions de 217 millions de dollars, son premier investissement de la sorte dans une ligne de transport.

Le coût global du capital du projet a été réduit et en NouvelleÉcosse, les contribuables voient ainsi diminuer de 200 millions leurs cotisations pendant la durée de vie des actifs. La BIC a aussi aligné son investissement sur les fonds fédéraux du Programme de prédéveloppement de l’électricité accordés à Énergie NB Power et à Nova Scotia Power. Ces fonds ont

servi à réaliser des études préliminaires et à soumettre des demandes de tarification, ce qui a aidé à faire passer le projet de l’étape de la conception à celui de l’exécution.

La BIC a aussi eu recours à son Initiative pour la participation autochtone afin d’octroyer un prêt d’accompagnement à Wskijinu’k Mtmo’taqnuow Agency Ltd. (WMA), le partenariat de développement économique qui appartient aux 13 Premières Nations micmaques de la Nouvelle-Écosse.

L’objectif est de permettre à WMA d’acquérir des parts dans le projet Wasoqonatl. Ainsi, des communautés autochtones passent du statut de « parties prenantes » à celui de partenaires financiers.

En axant son financement sur les Autochtones, la BIC a aidé à donner le coup d’envoi à la ligne . Elle a sécurisé le bilan des services publics, intégré la propriété autochtone à la structure du capital et soumis à l’approbation des organismes de réglementation et des gouvernements un projet plus abordable fondé sur de solides assises sociales.

Ainsi, un actif interprovincial qui réalise des objectifs d’énergie propre, favorise le développement économique et facilite une importante propriété autochtone a vu le jour.

Recommandations `

Simplifier les crédits d’impôt à l’investissement dans les technologies propres et dans l’électricité propre, et en élargir la portée. Ils doivent être maintenus après 2035, conformément aux délais d’exécution des grands projets. Il faut également ajuster les besoins en matière d’effectifs et de salaires, qui complexifient les choses sans résoudre concrètement les problèmes de main-d’œuvre.

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Fournir des fonds fédéraux ciblés pour les projets de distribution et de transport interprovincial, concrètement par les crédits d’impôt à l’investissement dans l’électricité propre, des mécanismes spécifiques comme le PERITE et une admissibilité accrue à des programmes comme le Fonds pour bâtir des communautés fortes.

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Abroger ou refondre les règles de la RDEIF pour supprimer les obstacles involontaires aux investissements dans des infrastructures électriques capitalistiques.

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Continuer de déployer des outils de financement fédéraux, dont des prêts à faible coût, des capitaux propres remboursables et des aides au financement pour les Autochtones, afin de raccourcir les délais et de sécuriser les projets.

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Vers un réseau électrique canadien intégré Les gouvernements fédéral et provinciaux explorent des manières d’améliorer le système électrique canadien estouest. Au Canada, le commerce d’électricité a toujours été axé sur des échanges nord-sud (24 gigawatts). Cependant, depuis 2024, investir au Canada en élargissant le commerce interprovincial et en renforçant l’infrastructure énergétique du pays suscite un intérêt renouvelé et un élan croissant.

Pendant les élections fédérales, le gouvernement s’est engagé à élargir le commerce national de l’électricité et, depuis, il est passé aux actes en désignant les premiers projets du Bureau des grands projets et en signant un protocole d’entente avec l’Alberta. De plus, les provinces œuvrent à mieux coordonner le commerce de l’électricité. Par exemple, une initiative ontarienne de protocole d’entente vise à mieux coordonner la planification, l’échange d’information et la participation fédérale à des projets de transport.

Mais le transport régional n’est pas une fin en soi; il faut disposer d’un surplus d’électricité pour en faire le commerce.

La pointe de la demande en électricité dans les provinces devrait augmenter en moyenne de 28 % d’ici 2040 (et de 40 % en Ontario et 48 % au Québec). Le Canada devra donc accroître de beaucoup sa production nette d’électricité pendant les prochaines années afin de répondre à la demande croissante, quoi qu’il arrive.

Avec de meilleures interconnexions est-ouest, on saura répondre à cette demande en rendant les provinces à même de partager de l’énergie en période de pointe, en renforçant les corridors de commerce provincial, en propulsant le développement économique et en favorisant l’indépendance énergétique.

Mais pourquoi ne l’avons-nous pas encore fait?

Lorsque les fournisseurs d’électricité canadiens bâtissaient le réseau d’électricité du 20e siècle, le système nord-sud a résulté de facteurs géographiques, économiques et politiques.

Géographiques : les provinces riches en hydroélectricité comme la Colombie-Britannique, le Manitoba et le Québec étaient situées plus près des régions américaines à l’origine de la demande en électricité que des autres provinces. Économiques : les marchés américains étaient plus profitables, leurs prix ayant toujours été supérieurs et leurs

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contrats d’exportation, durables. Politiques : les provinces sont responsables de planifier l’électricité. Or, en l’absence de fonds fédéraux pour bâtir un réseau national, les motivations géographiques et économiques favorisaient l’autosuffisance provinciale et les connexions nord-sud, au détriment des liens est-ouest.

Pour activer un réseau électrique est-ouest en 2026 et bâtir le système d’électricité du 21e siècle, le gouvernement doit s’attaquer aux problèmes géographiques, économiques et politiques. Ainsi, nous pourrons profiter pleinement des avantages d’une fiabilité, d’une abordabilité et d’une sécurité accrues. Électricité Canada a récemment commandé à Deloitte une étude visant à évaluer l’utilisation actuelle de toutes les interconnexions provinciales et à examiner la demande provinciale prévue jusqu’en 2040. Selon l’étude, plusieurs interconnexions canadiennes pourraient être mises en valeur dès maintenant, avant que nous nous engagions à bâtir de nouvelles infrastructures. Elles figurent sur la carte du Canada en page 14. Elles représentent des occasions concrètes de rehausser des systèmes d’électricité régionaux au lieu de prôner un système est-ouest intégral. La fiabilité de chaque côté des limites provinciales en serait accrue.

L’étude renferme des recommandations qui mettront sous la loupe l’économie à la base des marchés d’électricité provinciaux. Depuis 50 ans, les provinces développent des structures de marchés différentes, allant de marchés entièrement déréglementés (Alberta) à des marchés de gros concurrentiels (Ontario et, récemment, Nouvelle-Écosse) et à des marchés réglementés (Colombie-Britannique, Manitoba, Québec, etc.). Ces différences entravent la conclusion des contrats mutuellement avantageux à long terme qui sont indispensables aux actifs capitalistiques durables comme les interconnexions de transport.

Souvent, l’élément clé manquant est l’avantage mutuel pour les deux parties. Les lignes de transport sont coûteuses et, en pratique, ces coûts ne s’accumulent pas automatiquement de manière juste et équitable. Aussi le transport interprovincial perd-il de son attrait.

L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026 Le gouvernement fédéral devrait voir plus loin que les outils existants et songer à des façons nouvelles ou élargies de structurer des marchés, des mesures incitatives ou des ententes. Ainsi, les lignes de transport interprovincial seraient plus utilisées, mieux valorisées et financièrement viables. Électricité Canada et ses membres ont créé un cadre de cumulation des avantages. Il éclaircit la répartition des coûts et des avantages d’un projet de transport interprovincial et les manières dont le gouvernement fédéral peut combler le fossé pour aider à développer un projet de transport qui, autrement, ne serait pas rentable.

Quant à la volonté politique, un esprit de coopération interrégionale revit. Le gouvernement fédéral explore des projets d’intérêt national, y compris pour la production et le transport d’électricité (voir en page). De plus, des dirigeants provinciaux cherchent à nouer le dialogue et à investir au Canada.

Nous présentons ci-dessous des possibilités que le Canada pourrait explorer dès maintenant et des recommandations pour accroître les investissements dans le secteur canadien de la production et du transport d’électricité.

Interconnexions à exploiter : Ouest canadien La Colombie et la Saskatchewan sont déjà reliées à l’Alberta. Cependant, l’interconnexion entre la Colombie-Britannique et l’Alberta a une capacité limitée, tandis que de l’autre côté de l’Alberta, le vieillissement des actifs limite depuis peu l’utilisation de l’interconnexion avec la Saskatchewan. Optimiser les infrastructures existantes de la première ligne et rebâtir la deuxième ligne permettraient de partager davantage les ressources. Cela atténuerait aussi les risques que posent les sources de production intermittentes et permettrait à l’Ouest canadien de gérer la demande et la fiabilité futures.

Manitoba Comme exportateur d’électricité, le Manitoba possède une capacité d’interconnexion bien développée et utilisée. Mais dernièrement, on constate que malgré ces grandes ressources hydroélectriques, la hausse de la demande et les capacités limitées pourraient nuire à l’alimentation future. Cependant, si l’utilisation de l’interconnexion était accrue et la planification, coordonnée, la province pourrait importer de l’électricité et combler ainsi ses lacunes d’alimentation. La résilience du Manitoba s’en trouverait rehaussée, surtout lorsque les quantités d’eau sont faibles. Cela réduirait aussi les risques d’approvisionnement et assurerait un service fiable en dépit d’une demande croissante.

Canada atlantique Les interconnexions sont fortes dans la région, car la Nouvelle-Écosse et l’Île-du-PrinceÉdouard doivent importer de l’électricité du Nouveau-Brunswick. Malheureusement, ces trois provinces subissent souvent des intempéries en même temps et sont vulnérables maintenant qu’elles passent de la production au charbon aux énergies renouvelables intermittentes. Mais le Canada atlantique pourrait tirer profit d’interconnexions avec TerreNeuve-et-Labrador et le Québec. Ces deux provinces ont des surplus d’électricité, que ce soit en temps normal ou lorsque la demande monte en flèche. Accroître la capacité de ces interconnexions pourrait améliorer la fiabilité, répondre à la demande future et assurer un approvisionnement en électricité propre.

Ontario et Québec Ces deux provinces montrent combien des interconnexions peuvent être profitables de part et d’autre. Leurs saisons de pointe sont complémentaires : l’hiver, l’Ontario envoie de l’électricité au Québec, et l’inverse se produit l’été. Ainsi, les investissements redondants diminuent. En revanche, chaque province risque de manquer d’électricité en 2040. Pour éviter cela, on pourrait viser l’intégration régionale du transport est-ouest, et, ainsi, optimiser les actifs actuels, résoudre les problèmes d’approvisionnement et éviter des constructions futiles coûteuses.

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Recommandations: `

Assurer une flexibilité régionale là où les coûts s’accroissent et où la fiabilité est difficile à assurer. Des données plus transparentes et de meilleures hypothèses de modélisation seraient bénéfiques. De plus, il faut aligner les mandats des institutions fédérales (Bureau des grands projets, Agence d’évaluation d’impact, Ressources naturelles Canada, etc.).

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Collaborer avec des provinces, des exploitants de systèmes et des services publics pour favoriser une planification interrégionale de l’électricité en se basant sur des données; accorder la priorité à l’optimisation d’infrastructures de transport et de corridors commerciaux existants avant d’entamer de nouvelles constructions d’envergure.

`

Investir dans des ensembles de données nationaux robustes, transparents et normalisés pour appuyer la planification, la modélisation et la prise de décisions en matière de réglementation.

`

Favoriser l’intégration des marchés pour accroître les interconnexions. Explorer d’autres instruments de marchés propices à la compétitivité et à l’utilisation du transport interprovincial, tout en respectant les structures des marchés provinciaux et les autorités provinciales et territoriales.

Demand Growth (%)

21%

13%

31%

NL BC AB MB

QC

SK

PEI NS

15%

-3% 19%

40%

63%

NB

ON

37%

48%

Étude de cas : Connecter les deux plus grandes provinces canadiennes L’Ontario et le Québec illustrent comment les interconnexions d’électricité provinciales comportent de véritables avantages en matière de coûts, de fiabilité et d’efficacité systémique.

Cependant, les profils de demande des provinces doivent être complémentaires et la planification, coordonnée.

Les pointes de demande saisonnières sont à l’opposé dans chaque province. L’été, l’Ontario connaît sa plus forte demande à cause de la charge de la climatisation. Au Québec, le chauffage électrique généralisé est la cause d’une demande de pointe l’hiver. Cette complémentarité saisonnière permet à chaque province de compter sur l’autre en période de forte demande. Par conséquent, il est moins nécessaire de bâtir et d’entretenir des installations de production redondantes.

Cette dynamique est à la base de l’entente d’échange de capacité annuelle conclue par les deux provinces en 2024. En tout, elles échangeront 600 MW de capacité ferme. L’Ontario recevra de l’électricité pendant ses pointes d’été, et le Québec, pendant ses pointes d’hiver. Cette méthode est rentable pour chaque province, comparativement à d’autres solutions coûteuses : freiner les surplus d’électricité renouvelable, entretenir des actifs sous-utilisés ou construire de nouvelles Page 16

capacités nettes uniquement pour répondre à une demande de pointe de courte durée.

Avec les interconnexions entre l’Ontario et le Québec, l’exploitation des systèmes devient plus efficace. Les ressources hydroélectriques québécoises sont flexibles et peuvent répondre rapidement à des conditions systémiques changeantes. Pour sa part, l’Ontario, avec son parc d’énergies renouvelables en expansion, peut exporter tout surplus d’énergie. Ainsi, les actifs sont mieux utilisés, la fiabilité s’accroît et les coûts et les émissions globaux des systèmes diminuent.

Au fil du temps, la valeur stratégique de ces interconnexions devrait augmenter. En Ontario, vu la transition énergétique qui se déroulera d’ici 2030, les périodes de pointe pourraient devenir doubles, se produisant l’hiver comme l’été. Dans ces conditions, il sera plus important de maintenir une souplesse interprovinciale et des échanges de capacité ferme.

On voit ainsi comment des interconnexions stratégiques peuvent se traduire par des avantages à court terme tout en renforçant la résilience des systèmes à long terme.

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La résilience dans un climat changeant : incendies de forêt et protection des systèmes De plus en plus, les risques d’incendies de forêt mettent en péril le système d’électricité canadien. Ces trois dernières années, presque chaque province et territoire ont été touchés.

La destruction et les effets économiques locaux ont été les pires en Colombie-Britannique, en Alberta, en Saskatchewan, au Québec et dans les Territoires-du-Nord-Ouest.

Selon Statistique Canada, c’est en 2023 que les incendies de forêt ont causé le plus de ravages au Canada : plus de 5 500 incidents ont été enregistrés et 17,3 millions d’hectares ont été touchés. En 2025, les sept premiers mois de l’année ont représenté une autre saison forte pour les incendies de forêt au Canada. En tout, 3 582 incendies ont brulé 6,26 millions d’hectares, soit quatre fois plus que la moyenne de 1,38 million d’hectares sur dix ans.

Ces facteurs peuvent mettre en jeu la sécurité publique, détruire des collectivités, endommager de l’équipement électrique, prolonger des pannes et exposer le secteur à des responsabilités civiles.

L’enjeu est énorme et tous les ordres de gouvernement, les organismes provinciaux de réglementation économique et le secteur doivent collaborent pour comprendre et résoudre ces difficultés sans tarder.

Il faut chercher activement à investir davantage dans plusieurs domaines : prévention des incendies de forêt, renforcement des actifs électriques exposés à des chaleurs extrêmes et à des incendies de forêt et accès rapide à la gestion sectorielle de la végétation (surtout à proximité des lignes électriques sur des terres et dans des parcs fédéraux). Il faut également innover dans les technologies en poursuivant des travaux de recherche et de développement. De plus, il faut protéger le secteur des responsabilités civiles découlant d’incendies de forêt déclenchés par des lignes électriques. À l’heure actuelle, les politiques et le financement gouvernementaux et la réglementation (surtout les modèles de réglementation économique des conseils de services publics) sont insuffisants. Le secteur doit prendre des mesures proactives pour prévenir les incendies de forêt et leur déclenchement par du matériel électrique.

Pour le secteur de l’électricité, ces incendies de forêt posent deux défis immédiats. D’abord, les lignes de transport et de distribution d’électricité sont particulièrement susceptibles d’être endommagées par des incendies de forêt. Ensuite, il peut être coûteux de remplacer des poteaux et des pylônes.

Remplacer un seul poteau peut coûter entre 3 000 $ et 6 000 $, selon l’équipement qui y est fixé, sa hauteur et sa composition (en composite ou en bois).

Les lignes électriques peuvent déclencher des incendies dans des conditions extrêmes. Cela peut se produire au contact d’arbres et de branches, lorsque les lignes tombent ou s’entrechoquent ou lorsque du matériel produit des étincelles.

Nous ne pouvons pas nous satisfaire du statu quo. Nous devons plutôt nous attaquer activement aux incendies de forêt et réduire pour de bon les risques qu’ils posent pour le secteur et pour les Canadiens.

Excellence en atténuation des incendies de forêt FortisAlberta réduit les risques que posent les incendies de forêt, accroît la fiabilité et augmente la sécurité des réseaux électriques comme premier service public canadien à déployer une technologie de détection précoce des défaillances. La technologie repère d’éventuelles défaillances dans le système de distribution avant qu’elles ne s’aggravent.

Ainsi, on peut intervenir à temps pour protéger la population et assurer une alimentation ininterrompue.

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L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026 La technologie décèle les premiers signes de tension et de dégradation dans des actifs de distribution essentiels (transformateurs, commutateurs, conducteurs et isolateurs) et surveille les menaces comme l’empiètement d’arbres. Le système analyse le bruit émis par de l’équipement défaillant et relevé par une fréquence radio unique, ce qui permet de déceler toute anomalie dans un rayon de 10 mètres. Ainsi, on peut procéder sans tarder aux travaux d’entretien nécessaires et réduire considérablement les chances de défaillances pouvant causer des incendies de forêt.

Depuis son lancement en 2022, la technologie s’est montrée très efficace. Au fil des années, elle a décelé nombre de problèmes critiques, dont des câblages de conducteurs brisés, des dangers dus à la faune et des isolateurs fendus.

Ces alertes précoces ont facilité des interventions rapides, prévenu des pannes et atténué les risques d’incendies de forêt associés à un équipement défectueux.

Étude de cas : Des services publics albertains collaborent pour prévenir des incendies de forêt AltaLink, ATCO et FortisAlberta (qui possèdent et exploitent les réseaux de transport et de distribution d’électricité dans les zones albertaines à haut risque d’incendies de forêt) collaborent pour protéger la population en réduisant les chances que leurs systèmes accroissent les risques d’incendies catastrophiques. En 2023, près de 2,2 millions d’hectares ont brulé dans la province, et en 2024 et 2025, les hectares brulés se chiffraient respectivement à 705 000 et 674 000. Comparativement à la moyenne annuelle de 283 000 hectares entre 2015 et 2022, cela représente une hausse importante. Si moins de 10 % des incendies en Alberta sont provoqués par des infrastructures électriques, le risque demeure réel dans certaines conditions. Les trois entreprises

Coupures de courant pour protéger la population (CCPP) en cas de météo extrême propice aux incendies Pratiques d’exploitation améliorées en présence de risques extrêmes

ont dressé un plan d’atténuation des incendies de forêt qui englobe des mesures variées allant de la cartographie des risques aux coupures de courant préventives pour protéger la population (voir la figure 1 ci-dessous).

Ces membres appuient activement les normes et la réglementation des services publics pour l’atténuation des incendies de forêt. Ils contribuent à l’élaboration de la stratégie albertaine d’atténuation des incendies de forêt et participent au groupe de travail sur les incendies de forêt causés par des lignes électriques. Ils font mieux connaître les activités d’atténuation et de protection civile.

CCPP Risque extrême

Pratiques, inspections et corrections opérationnelles – activités accélérées d’exploitation et d’entretien

Pratiques opérationnelles améliorées

Connaissance de la situation – mise en place de la surveillance météorologique, prévision d’incendies de forêt et détection d’incendies

Meilleure surveillance pour connaître la situation

Normes de conception d’actifs – évaluer et mettre à jour pour réduire les risques et accroître la résilience / Ren-forcer les actifs des systèmes d’électricité – modifications pour réduire les risques et les effets nocifs

Analyses scientifiques pour trouver où les risques d’incendies de forêt sont élevés

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Programmes de réduction des risques d’incendiesde forêt dans les installations Cartographie des risques

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Recommandations `

Revoir les cadres juridiques fédéraux et provinciaux pour veiller à ce que le secteur soit bien protégé si jamais il déclenchait un incendie de forêt. Électricité Canada conclurait à cette fin un accord de contribution gouvernementale.

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Mettre en place un mécanisme officiel de coordination entre le secteur de l’électricité et Parcs Canada pour la gestion de la végétation sur des terres fédérales.

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Créer un crédit d’impôt pour la résilience ou un programme de financement ciblé à l’appui du renforcement des infrastructures électriques. L’objectif serait également de protéger le système d’une météo extrême qui le menace de plus en plus (incendies de forêt, tempêtes de verglas, vents violents, inondations, tornades, etc.).

`

Appuyer la recherche et le développement ainsi que le déploiement de technologies de renforcement des réseaux électriques et de stratégies de réduction des risques pour les infrastructures.

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Protéger les infrastructures électriques canadiennes dans une ère numérique Nous vivons dans un monde de plus en plus branché, avec des appareils en réseau compatibles avec Internet qui changent notre façon de vivre et de travailler. Il en va de même pour le système d’électricité. D’innombrables connexions numériques relient des équipements de production, de transport et de distribution. Avec ses solutions en réseau, le réseau électrique est agile et peut répondre rapidement aux besoins changeants des Canadiens. Les exploitants peuvent gérer et surveiller leurs actifs à distance. Ils déploient des technologies de comptage de pointe qui offrent plus de choix au consommateur et repèrent les difficultés avant qu’elles deviennent problématiques. La connectivité est centrale pour le système d’électricité moderne.

Mais la connectivité apporte son lot de nouveaux risques. Le Centre canadien pour la cybersécurité (CCS) ne laisse planer aucun doute sur le fait que les infrastructures essentielles canadiennes sont confrontées à des menaces réelles et concrètes.

Le risque n’est pas théorique : les fournisseurs d’infrastructures essentielles canadiennes ont déjà été attaqués. Partout au pays, les hôpitaux et les réseaux de la santé se sont fait voler des données et ont vu leurs activités perturbées. Le gouvernement de la Colombie-Britannique a annoncé que des auteurs de cyberattaques ayant des liens avec l’étranger avaient tenté de s’en prendre à ses systèmes en 2024. Les systèmes de contrôle industriels des secteurs de l’eau et de l’agriculture ont subi des perturbations. Dans des entreprises de pétrole et de gaz, les technologies de l’information et d’exploitation ont été infiltrées. Quant aux compagnies d’électricité, leur facturation a été bousillée et ils ont perdu des renseignements parce que leurs systèmes informatiques ont subi de graves attaques.

Quelle est la solution? Préparation, pratique et vigilance.

Tout comme les fournisseurs d’électricité se préparent aux tempêtes, ils œuvrent sans relâche à réduire les cyberrisques.

Leurs programmes de sécurité éprouvés évoluent continuellement.

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De même, les services publics échangent de l’information pour renforcer la sécurité collective. La SIERE de l’Ontario s’est dotée du programme Lighthouse, maintenant obligatoire pour les sociétés ontariennes de distribution. Le programme communique des renseignements directement au CCS, ce qui facilite des analyses gouvernementales à l’appui de la sécurité.

En Amérique du Nord, l’Electricity Information Sharing and Analysis Centre de la NERC apporte un point de vue continental au paysage de la sécurité. Grâce à des exercices courants, comme l’événement biennal GRIDEX tenu en 2025, nous mettons à l’essai notre préparation et vérifions que nous pouvons réagir efficacement sous pression.

Mais nous continuons de nous améliorer tandis que des acteurs poursuivent leur offensive et que les outils d’intelligence artificielle multiplient les risques. Nous devons nous défendre en tout temps, car une seule attaque réussie suffit pour faire des ravages.

Pour maintenir une longueur d’avance, nous devons rester vigilants et continuer de nous améliorer. Le gouvernement et l’industrie doivent continuer d’accroître leur collaboration.

Ainsi, nous devons veiller à ce qu’aucune loi bien intentionnée, comme le projet de loi C-8 qui imposerait de nouvelles exigences en matière de cybersécurité, n’entrave la communication d’information. C’est ce qui se produirait si on ne définissait pas clairement comment les organismes de réglementation manieraient les données communiquées.

Nous ne pouvons pas nous permettre de prendre un tel recul.

L’état de l’industrie canadienne de l’électricité 2026

Conclusion Nous avons encore beaucoup de pain sur la planche.

Les défis abondent. Améliorer l’octroi de permis et les approbations, obtenir plus de matériaux et de ressources humaines, accéder à des capitaux et assurer la compétitivité, renforcer le réseau électrique pour qu’il résiste à une météo extrême et rendre nos infrastructures numériques à l’épreuve des cybermenaces n’en sont que des exemples.

Le gouvernement fédéral peut s’impliquer dans la construction de ce nouveau réseau électrique. L’objectif n’est pas uniquement de remplacer des réseaux vieillissants, mais de forger quelque chose de plus fort, qui durera et qui assurera une place au Canada comme superpuissance énergétique.

Mais il y a aussi des occasions à saisir. Nous pouvons tirer profit de nos ressources naturelles, de notre fierté nationale et de notre ambition renouvelée pour bâtir quelque chose de grand, un système d’électricité digne du 21e siècle. Les réflexions et les recommandations dans ces pages proposent une voie à suivre.

Forger : Travailler, façonner à la forge pour donner une forme.

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L’état de l’industrie de l’électricité 2026 Recommandations 1.

S’engager à maintenir un délai d’approbation fédéral de deux ans pour tous les projets d’électricité. Mettre à profit les leçons apprises par le Bureau des grands projets et poursuivre les initiatives d’allégement du fardeau administratif tout en réduisant le plus possible le chevauchement des processus fédéraux et provinciaux.

2.

Refondre la Loi sur les pêches et les règlements afférents. L’objectif est d’adopter une méthode fondée sur le risque pour les infrastructures électriques, particulièrement les effets sur les populations de poissons. Reconnaître les caractéristiques uniques de l’exploitation d’installations hydroélectriques.

3.

4.

Dresser une feuille de route pour les chaînes d’approvisionnement canadiennes du secteur de l’électricité. Élaborée de concert avec les compagnies d’électricité et les fournisseurs, elle permettra de repérer les possibilités d’accroître la production intérieure, surtout en présence de possibilités d’exportation. On mettra à profit des outils fédéraux comme les crédits d’impôt, la BDC, EDC et le Fonds de croissance du Canada.

Mettre sur pied un conseil consultatif gouvernement fédéral-industrie sur la maind’œuvre. Le gouvernement fédéral devrait créer un comité consultatif de haut niveau composé de représentants d’associations sectorielles, de syndicats et de fournisseurs de formations. Le conseil se penchera sur les problèmes émergents du marché du travail et sur les prévisions afin de modifier les stratégies de main-d’œuvre en conséquence. Il aura pour mandat d’examiner, de surveiller et d’améliorer les mécanismes de main-d’œuvre pour qu’ils demeurent souples et adaptables aux réalités du marché du travail.

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5.

Simplifier les crédits d’impôt à l’investissement dans les technologies propres et dans l’électricité propre, et en élargir la portée.

Ils doivent être maintenus après 2035, conformément aux délais d’exécution des grands projets. Il faut également ajuster les besoins en matière d’effectifs et de salaires, qui complexifient les choses sans résoudre concrètement les problèmes de main-d’œuvre.

6.

Fournir des fonds fédéraux ciblés pour les projets de distribution et de transport interprovincial, concrètement par les crédits d’impôt à l’investissement dans l’électricité propre, des mécanismes spécifiques comme le PERITE et une admissibilité accrue à des programmes comme le Fonds pour bâtir des communautés fortes.

7.

Bolster and prioritize NRCan utility-focused programs (including SREPs, Smart Grid, and Regulatory Innovation Capacity Building) as critical capacity-building tools to improve efficiency, resiliency, distributed energy integration, and grid modernization.

8.

Abroger ou refondre les règles de la RDEIF pour supprimer les obstacles involontaires aux investissements dans des infrastructures électriques capitalistiques.

9.

Continuer de déployer des outils de financement fédéraux, dont des prêts à faible coût, des capitaux propres remboursables et des aides au financement pour les Autochtones, afin de raccourcir les délais et de sécuriser les projets.

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10. Assurer une flexibilité régionale là où les coûts s’accroissent et où la fiabilité est difficile à assurer. Des données plus transparentes et de meilleures hypothèses de modélisation seraient bénéfiques. De plus, il faut aligner les mandats des institutions fédérales (Bureau des grands projets, Agence d’évaluation d’impact, Ressources naturelles Canada, etc.).

11.

Collaborer avec des provinces, des exploitants de systèmes et des services publics pour favoriser une planification interrégionale de l’électricité en se basant sur des données; accorder la priorité à l’optimisation d’infrastructures de transport et de corridors commerciaux existants avant d’entamer de nouvelles constructions d’envergure.

12. Investir dans des ensembles de données nationaux robustes, transparents et normalisés pour appuyer la planification, la modélisation et la prise de décisions en matière de réglementation.

15. Mettre en place un mécanisme officiel de coordination entre le secteur de l’électricité et Parcs Canada pour la gestion de la végétation sur des terres fédérales.

16. Créer un crédit d’impôt pour la résilience ou un programme de financement ciblé à l’appui du renforcement des infrastructures électriques.

L’objectif serait également de protéger le système d’une météo extrême qui le menace de plus en plus (incendies de forêt, tempêtes de verglas, vents violents, inondations, tornades, etc.).

17. Appuyer la recherche et le développement ainsi que le déploiement de technologies de renforcement des réseaux électriques et de stratégies de réduction des risques pour les infrastructures.

13. Favoriser l’intégration des marchés pour accroître les interconnexions. Explorer d’autres instruments de marchés propices à la compétitivité et à l’utilisation du transport interprovincial, tout en respectant les structures des marchés provinciaux et les autorités provinciales et territoriales.

14. Revoir les cadres juridiques fédéraux et provinciaux pour veiller à ce que le secteur soit bien protégé si jamais il déclenchait un incendie de forêt. Électricité Canada conclurait à cette fin un accord de contribution gouvernementale.

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