Infrastructure de recharge pour les véhicules électriques au Canada

Prévisions actualisées des besoins de recharge des véhicules, de l’impact sur le réseau et des coûts pour tous les segments de véhicules

Février 2024

NOTE : Tel que mandaté, la version originale de ce document a été rédigée en anglais. Le document suivant constitue une traduction effectuée par une tierce partie.

Résumé

Pour atteindre ses objectifs en matière de changements climatiques, le Canada doit réduire les émissions de GES provenant du secteur des transports, responsable de 22 % des émissions nationales en 2021. Pour ce faire, il faudra passer rapidement des véhicules à moteur à combustion interne (MCI) aux véhicules électriques (VE) et autres véhicules à zéro émission (VZE), ainsi que prendre d’autres mesures telles que l’augmentation de l’utilisation des transports en commun et des transports actifs. Le gouvernement fédéral a fixé des objectifs de vente de plus en plus élevés pour les VZE, atteignant 100 % d’ici 2035 pour les nouveaux véhicules utilitaires légers (VUL) et 2040 pour les véhicules moyens et lourds (VML), lorsque cela est possible^{Note de bas de page 1}. À cette fin, le gouvernement a publié en décembre 2023 sa norme de disponibilité des véhicules électriques, qui s’appliquera aux ventes de véhicules utilitaires légers à partir de 2026. Le gouvernement travaille également à l’élaboration d’une stratégie et de règlements pour soutenir ses objectifs en matière de VML.

Un élément clé de ces objectifs sera d’assurer une disponibilité suffisante de l’infrastructure de recharge des VE dans tout le Canada. Ressources naturelles Canada (RNCan) a demandé à Dunsky Énergie + Climat (Dunsky) et au Conseil international pour un transport propre (ICCT) d’élaborer des prévisions actualisées en matière de tarification pour le Canada, ses provinces et territoires, ainsi que pour les principales régions urbaines, pour la période allant de 2025 à 2040. Notre étude approfondit les études précédentes en mettant à jour notre méthodologie, en incorporant les VML, en explorant la manière dont la croissance des VE augmentera la demande sur les réseaux électriques, et en estimant les coûts d’investissement et les investissements nécessaires dans les réseaux électriques.

Nos principales conclusions sont les suivantes :

1. L’adoption croissante des VE entraînera la nécessité d’une infrastructure de recharge publique et de bâtiments multifamiliaux adaptés aux VE.

Selon la norme sur la disponibilité des VE et les mandats provinciaux de vente de VZE, le nombre de VUL à zéro émission en circulation devrait passer d’environ 480 000 aujourd’hui à 5 millions d’ici 2030, pour finalement atteindre 21 millions en 2040^{Note de bas de page 2}. Selon notre scénario de base, cela nécessitera environ 679 000 bornes de recharge publiques (une combinaison de bornes de niveau 2 [L2] et de bornes de recharge rapide à courant continu [BRCC]) dans tout le pays en 2040, soit une borne pour 31 VE légers (Figure ES 1). Cela nécessitera l’installation, en moyenne, de 40 000 ports publics par an entre 2025 et 2040, en plus des quelque 30 000 ports publics actuellement disponibles ou prévus au Canada^{Note de bas de page 3}.

La recharge des VE se fait principalement à la maison, mais de nombreux Canadiens et Canadiennes vivant dans des logements multifamiliaux ne seront pas en mesure d’installer des bornes de recharge, à moins que les bâtiments existants ne soient modernisés et que les nouveaux bâtiments ne soient tenus d’être adaptés à la recharge des VE. Notre scénario de base est un scénario d’accès élevé à la recharge à domicile dans lequel les gouvernements et les propriétaires d’immeubles investissent dans la modernisation de 1,6 million places de stationnement dans des immeubles multifamiliaux d’ici 2030 (30 % des unités existantes aujourd’hui) et de près de 3,2 millions d’ici 2035 (60 % des unités existantes aujourd’hui). Simultanément, ce scénario suppose des changements dans les politiques qui exigent que toutes les nouvelles habitations soient adaptées aux VE à partir de 2030. Cela nécessitera un effort concerté de la part de tous les échelons du gouvernement pour encourager et exiger des modernisations adaptées aux VE par une combinaison de règlements (par exemple, des mises à jour des codes de la construction ou de l’électricité) et d’incitatifs financiers.

2. L’adoption de VML à zéro émission, ainsi que la demande d’infrastructures de recharge associées, n’en est qu’à ses débuts, mais devrait connaître une croissance rapide au cours de la décennie à venir.

Pour la première fois, cette étude estime les besoins de recharge pour les VML afin de soutenir l’objectif de vente fédéral de 100 % de VML à zéro émission d’ici 2040, dans la mesure du possible. Nous supposons que les véhicules électriques à batterie (VEB) seront la technologie prédominante, sur la base d’études antérieures menées par l’ICCT et d’autres groupes^{Note de bas de page 4}. Toutefois, nous avons également modélisé un autre scénario dans lequel les coûts de l’hydrogène chutent à des taux compétitifs et une partie du parc de VML passe des VEB aux VZE alimentés à l’hydrogène (véhicules électriques à pile à combustible ou véhicules à combustion d’hydrogène) et nous évaluons dans quelle mesure la demande de recharge électrique serait réduite de ce fait. Nous n’essayons pas de modéliser les besoins en infrastructures de ravitaillement en hydrogène.

Pour atteindre la fourchette supérieure des objectifs de vente fédéraux, le nombre de VML à zéro émission sur les routes dans notre scénario de référence politique passe à 414 000 en 2030 et à 2,4 millions en 2040. Par rapport aux VUL, la croissance de la demande de recharge publique pour les VML^{Note de bas de page 5} est proche de zéro aujourd’hui, mais elle augmente relativement rapidement à court terme, atteignant 41 000 ports en 2030, avant de croître rapidement pour atteindre 120 000 en 2035 et 275 000 en 2040 (Figure ES 2). La recharge privée des VML (y compris la recharge de nuit dans les parcs de véhicules et la recharge automatique dans les lieux de destination tels que les entrepôts) jouera également un rôle essentiel dans l’électrification du parc de VML, en particulier lors des premières étapes de développement du marché. La recharge des véhicules privés et des parcs de véhicules devrait nécessiter 217 000 ports supplémentaires en 2030 et 1,1 million en 2040.

3. D’ici 2040, les gouvernements et les acteurs privés devront consentir d’importants investissements pour répondre à ces exigences en matière de tarification.

Le déploiement de l’infrastructure de recharge des VE entraînera des coûts d’investissement, notamment pour l’équipement, l’installation et la modernisation du réseau électrique local. Nous avons estimé les coûts d’investissement nationaux et régionaux pour le déploiement de l’infrastructure de recharge des VUL et des VML, sur la base d’estimations des coûts par port pour différents types de ports, et sans tenir compte des modernisations nécessaires des réseaux électriques (examinées à la section 5).

Pour les VUL, les coûts d’investissement cumulés jusqu’en 2040 pour la recharge publique s’élèvent à près de 18 milliards de dollars dans notre scénario de base. Les ports de BRCC représentent 64 % de ces coûts bien qu’ils ne constituent qu’une petite partie des ports (7 %), en partie à cause de leurs besoins importants et croissants en énergie (de 125 kW en moyenne par port en 2025 à 300 kW en 2040). Pour les VML, les coûts d’investissement sont généralement plus élevés par port en raison des besoins moyens de puissance de recharge plus élevés pour les véhicules plus lourds dotés de batteries plus grandes. Des investissements cumulés de 47 G$ sont nécessaires d’ici 2040 pour répondre aux besoins de recharge publique dans le secteur des VML (Figure ES 3).

Ces investissements importants dans l’infrastructure de recharge publique s’étaleront sur les 15 prochaines années. Cependant, le calendrier est différent pour chaque catégorie de véhicule. Les coûts d’investissement des véhicules utilitaires légers restent constants, à environ 1 milliard de dollars par an, au cours de la période d’étude. Entre-temps, les coûts d’investissement des VML passent de 340 M$ en 2025 à plus de 1,7 G$ en 2030 et à 6,4 G$ en 2040. La recharge de VML nécessitera également d’importantes modernisations du réseau, qui peuvent s’avérer coûteuses et impliquer de longs délais de mise en œuvre. Les investissements correspondants doivent être réalisés jusqu’à 10 ans avant le déploiement des chargeurs, afin de garantir la disponibilité d’une puissance suffisante sur les sites de recharge. Des investissements importants pour la recharge des VML sont donc également attendus avant 2030.

Notre analyse ne précise pas d’où proviendront ces investissements. Les gouvernements à tous les échelons continueront à jouer un rôle important dans le financement de l’infrastructure de recharge publique. Par exemple, le gouvernement du Québec a récemment engagé 514 M$ pour ajouter 116 700 bornes de recharge au réseau public de la province^{Note de bas de page 6}. Compte tenu de l’ampleur des investissements nécessaires, les fonds publics seront de plus en plus nécessaires pour mobiliser des investissements privés supplémentaires. Par exemple, le Programme d’infrastructure pour les véhicules à émission zéro (PIVEZ) du gouvernement fédéral fournit des contributions allant jusqu’à 50 % des coûts d’investissement. Une version antérieure, l’Initiative pour le déploiement d’infrastructures pour les véhicules électriques et les carburants de remplacement (IDIVECR), a permis de mobiliser deux dollars de capitaux privés pour chaque dollar de financement public^{Note de bas de page 7}. Les acteurs du secteur privé, y compris les constructeurs automobiles et les fournisseurs de bornes de recharge, prévoient également d’importants investissements dans le réseau public de recharge du Canada, en particulier la recharge à courant continu dans les zones urbaines et le long des principaux corridors de déplacement^{Note de bas de page 8}.

4. Alors que la plupart des infrastructures de recharge sont concentrées dans les régions urbaines et les provinces les plus importantes, les programmes doivent également prendre en compte la manière de fournir une couverture équitable à travers le Canada, en particulier pour les communautés rurales et éloignées.

Nous constatons que la recharge publique communautaire (c’est-à-dire située dans les centres de population) représente plus de la moitié des besoins futurs en matière de recharge des VUL, avec environ un tiers pour la recharge sur le lieu de travail (qui, dans notre modèle, est un mélange de public et de privé). La recharge le long des autoroutes et des corridors routiers et dans les régions rurales et éloignées représente une part relativement faible du total des ports (1 à 2 %), bien que ce type de recharge soit essentiel pour assurer la connectivité du réseau et réduire l’anxiété liée à l’autonomie chez les propriétaires de VE. Une récente vérification fédérale a révélé que « de nombreuses régions du pays n’ont toujours pas accès à des stations de recharge publiques [...], notamment les communautés rurales, éloignées et autochtones, ainsi que les régions à faible revenu^{Note de bas de page 9} ». Les futurs plans d’extension du réseau devraient combler ces lacunes afin de garantir un accès équitable à la recharge pour tous les résidents et fournir une recharge fiable le long des corridors de déplacement dans les régions éloignées afin de réduire l’anxiété liée à l’autonomie.

Pour les camions longue distance, la nécessité d’un réseau de recharge autoroutier connecté est encore plus cruciale, car les lacunes dans une province pourraient réduire l’adoption des VE dans d’autres provinces. Une étude récente menée aux États-Unis a montré que l’infrastructure de transport longue distance de véhicules lourds peut être concentrée le long de quelques corridors « sans compromis », couvrant seulement 3 % du réseau autoroutier national de transport de marchandises^{Note de bas de page 10}. Cela suggère qu’une approche stratégique pour cibler les investissements dans la recharge des VML sur les autoroutes peut aider à atteindre les objectifs d’adoption à moindre coût.

Nous avons constaté que quatre provinces (l’Ontario, le Québec, la Colombie-Britannique et l’Alberta) dominent l’ensemble des besoins futurs en matière de recharge pour les VUL et les VML, représentant 84 % des ports publics pour les VUL et 92 % des ports pour les VML en 2040. Cependant, toutes les régions devront rapidement étendre leurs réseaux publics par rapport à la base actuelle pour atteindre les objectifs à court terme. Nous avons également étudié les besoins en matière de recharge dans trois grandes régions urbaines (Toronto, Montréal et Vancouver). Nous avons constaté qu’en plus des besoins importants en matière de recharge publique (par exemple, la région de Toronto accueillera à elle seule plus de bornes de recharge publiques [167 000] en 2040 que n’importe quelle province autre que l’Ontario), plus de 1,6 million de rénovations adaptées aux VE seront nécessaires pour permettre aux résidents d’appartements et de condominiums de se recharger à la maison.

5. La demande croissante de recharge des VE nécessitera des modernisations et des investissements dans les réseaux électriques à travers le Canada.

La recharge des VE représente une charge supplémentaire importante pour les réseaux électriques, augmentant à la fois les besoins en énergie et en capacité. En discutant avec les services publics et les opérateurs de systèmes dans le cadre de ce projet, nous avons appris que, dans de nombreux cas, ils prévoyaient déjà une croissance importante de la demande liée à l’électrification des transports et à d’autres utilisations finales (par exemple, le chauffage domestique). Les représentants des services publics nous ont également expliqué combien il était important d’avoir des objectifs et des règlements fédéraux (par exemple, la norme de disponibilité des véhicules électriques et les objectifs de vente de véhicules électriques à zéro émission) pour assurer une certitude essentielle et leur permettre de planifier et d’investir dans un futur système électrique qui soit à la fois plus important et sans émissions.

Nous estimons que la recharge des VUL et des VML pourrait ajouter jusqu’à environ 4 300 MW à la demande en 2030, pour atteindre 22 500 MW en 2040. Notre estimation des modernisations du réseau nécessaires pour répondre à la demande de VE, y compris la production, le transport et la distribution, varie de 26 à 294 G$ (moyenne : 94 G$) sur la période 2025-2040, ce qui reflète l’incertitude importante entourant l’ampleur des coûts, ainsi que les variations régionales. Par véhicule, cela représente 3 000 $ par VUL et 17 000 $ par VML. Pour replacer ce coût dans son contexte, les Canadiens et Canadiennes ont dépensé environ 70 G$ en essence en 2022. Dans un avenir où le parc automobile sera de plus en plus électrique, nous nous attendons à une augmentation des revenus des services publics d’électricité, qui pourront utiliser ces revenus pour financer les modernisations nécessaires du réseau.

La recharge des VE étant une charge flexible, nos résultats intègrent des mécanismes de gestion permettant de déplacer le moment de la recharge des périodes de pointe vers les périodes creuses. Les schémas de recharge réels dépendront de plusieurs facteurs difficiles à prévoir. Toutefois, d’autres études ont montré que les VE pouvaient fournir des services au réseau en tant que ressources énergétiques distribuées (RED), telles que le stockage de la batterie derrière le compteur. La gestion de la recharge des VE est l’une des mesures les plus rentables pour réduire la demande d’électricité en période de pointe^{Note de bas de page 11}. Si les services publics et les gouvernements provinciaux mettent en œuvre de telles stratégies à grande échelle, ils pourraient réduire davantage la demande générale sur le réseau et le besoin de modernisation coûteuse de la production, du transport et de la distribution, au-delà de ce que prévoient nos résultats.

6. Le besoin général de tarification publique, ainsi que les investissements qui y sont liés, peut être réduits grâce à des interventions des pouvoirs publics.

Nous avons mis au point plusieurs scénarios possibles afin de réfléchir à ce que pourrait être l’avenir de la recharge des VE (Figure ES 4). Dans un scénario où les Canadiens et Canadiennes parcourent 25 % de kilomètres en moins, le nombre de ports publics pour VUL nécessaires est inférieur de 58 000 en 2030 et de 168 000 en 2040. Dans les scénarios où la puissance de recharge effective et les taux d’utilisation sont plus élevés, le nombre de ports publics pourrait encore diminuer de 25 000. Une réduction de 25 % de la distance parcourue en voiture nécessiterait des investissements importants dans les modes de transport de remplacement, notamment les transports en commun, le vélo et la marche, ainsi que des modifications de l’urbanisme et de l’aménagement urbain pour encourager les communautés moins axées sur la voiture.

Une autre voie future dans laquelle les immeubles multifamiliaux ont moins accès à la recharge, les réseaux publics sont moins fiables et la puissance de recharge est plus faible, pourrait entraîner un besoin de 153 000 (+23 %) ports publics supplémentaires au Canada par rapport à la base de référence (Figure ES 5). Dans ce cas, les réseaux publics de recharge devraient être surdimensionnés pour compenser la baisse de fiabilité et davantage de recharge publique serait nécessaire pour compenser le ralentissement du rythme des rénovations des unités multifonctionnelles adaptées aux VE. Pour éviter ce scénario, des interventions politiques seraient nécessaires pour mettre à jour les règlements et les normes (par exemple, les codes de la construction ou de l’électricité), ainsi que des incitatifs financiers et autres pour soutenir les modernisations adaptées aux VE.

L’exploration de ces différents scénarios, tels qu’ils sont illustrés dans la Figure ES 5, est utile pour comprendre comment les changements politiques, les évolutions technologiques et les tendances du marché pourraient influer sur la demande d’infrastructures de recharge pour VE et pour comprendre le degré d’incertitude associé aux résultats. Cette étude présente une évaluation des besoins en matière de recharge à l’échelle nationale et régionale, qui peut guider les administrateurs de programmes, les décideurs politiques, les communautés, les entreprises et les propriétaires fonciers dans la poursuite et l’accélération du déploiement de la recharge des VE. Les résultats doivent être mis à jour régulièrement en fonction des données d’utilisation sur le terrain, des enseignements tirés de l’expérience des utilisateurs et de l’évolution du marché. Il appartiendra aux gouvernements à tous les échelons, ainsi qu’aux autres intervenants du secteur public et privé dans le domaine des VE, de poursuivre ce travail en élaborant des plans et des stratégies plus ciblés pour orienter les décisions futures en matière d’investissement et de déploiement.

Table des matières

• Résumé
• Table des matières
• 1. Introduction
  • 1.1 Contexte
  • 1.2 Structure du rapport
  • 1.3 Concepts et définitions
  • 1.4 Contexte et approche de l’étude
• 2. Besoins en matière de recharge des véhicules utilitaires légers
  • 2.1 Prévisions concernant l'adoption des VE
  • 2.2 Facturation résidentielle
  • 2.3 Recharge publique
  • 2.4 Résultats combinés
  • 2.5 Coûts de l’infrastructure de recharge des VUL
  • 2.6 Autres scénarios pour les besoins de recharge des VUL
• 3. Besoins en matière de recharge pour les véhicules moyens et lourds (VML)
  • 3.1 Aperçu de l’approche de modélisation
  • 3.2 Prévisions des stocks de VML à zéro émission
  • 3.3 Demande d’énergie des VML
  • 3.4 Comportement de recharge des VML
  • 3.5 Résultats : Besoins en recharge des VML
• 4. Résultats régionaux
  • 4.1 Résultats des ports de recharge régionaux
  • 4.2 Coûts en capital régionaux
• 5. Évaluation des incidences sur le réseau
  • 5.1 Méthodologie
  • 5.2 Résultats : Impacts sur le réseau
  • 5.3 Investissements dans la modernisation du réseau
  • 5.4 État de préparation du réseau – Principaux points à retenir
• 6. Conclusion
• Annexe A. Documentation analysée
• Annexe B. Informations complémentaires sur les besoins en matière de recharge des VUL
• Annexe C. Informations complémentaires sur les besoins en matière de recharge des VML
• Annexe D. Informations complémentaires sur les besoins en infrastructures régionales
• Annexe E. Informations complémentaires concernant l’impact sur le réseau

CHAPITRE UN

1. Introduction

1.1 Contexte

Pour réaliser son objectif législatif de carboneutralité d’ici 2050, le gouvernement du Canada a mis en place des politiques et des objectifs visant à décarboniser le secteur des transports, qui est responsable de 22 % des émissions de gaz à effet de serre nationales^{Note de bas de page 12}. L’augmentation de l’adoption de véhicules à zéro émission (VZE) est un élément clé de cet objectif. Le gouvernement fédéral a publié un règlement (Norme sur la disponibilité des véhicules électriques) exigeant que les VZE représentent une part croissante des ventes de nouveaux VUL, passant de 20 % en 2026 à 60 % en 2030 et à 100 % en 2035^{Note de bas de page 13}. Pour le segment des véhicules moyens et lourds (VML), le gouvernement fédéral a fixé un objectif de 35 % des ventes totales de VZE d’ici 2030, pour atteindre 100 % d’ici 2040 (dans la mesure du possible). Il élabore actuellement des règlements visant à fixer ces objectifs dans la loi (avec des exigences provisoires en matière de ventes qui varieraient pour les différentes catégories de VML en fonction de la faisabilité)^{Note de bas de page 14}.

La réalisation de ces objectifs nécessitera une action coordonnée de tous les échelons du gouvernement, ainsi que de l’industrie automobile, des services publics et d’autres intervenants du secteur privé. L’un des éléments clés est la mise en place d’une infrastructure de recharge des véhicules électriques (VE) suffisante pour soutenir l’adoption prévue des VE dans l’ensemble du pays. À travers Ressources naturelles Canada (RNCan) et la Banque de l’infrastructure du Canada (BIC), le gouvernement fédéral a financé l’installation de milliers de bornes de recharge pour VE à travers le Canada depuis 2016^{Note de bas de page 15}. Le plan fédéral de réduction des émissions pour 2030 fixe l’objectif d’ajouter 50 000 nouvelles stations de recharge pour VZE au réseau canadien et prévoit un financement supplémentaire de 400 M$ pour atteindre cet objectif^{Note de bas de page 16}. Cette somme s’ajoute aux 500 M$ de la Banque de l’infrastructure du Canada (VZE) pour l’Initiative d’infrastructures de recharge et de ravitaillement en hydrogène (IIRRH)^{Note de bas de page 17}.

Les décideurs politiques et les financeurs doivent impérativement comprendre comment et où l’infrastructure de recharge des VE doit être déployée pour répondre à la demande anticipée. En conséquence, Ressources naturelles Canada a demandé à Dunsky Énergie + Climat (Dunsky) de réaliser une évaluation des besoins en matière de recharge des VE au Canada, avec le soutien du Conseil international pour un transport propre (ICCT), en s’appuyant sur des études antérieures réalisées en 2018 et 2022. Cette étude élargit la portée des travaux précédents, qui évaluaient les besoins en matière de recharge des VE à l’échelle du Canada, afin d’inclure :

1. Besoins en matière de recharge pour les véhicules moyens et lourds (VML).
2. Les différences et les besoins régionaux en ce qui concerne la quantité et le type d’infrastructures de recharge nécessaires au fil du temps.
3. Impacts et investissements potentiels sur le réseau électrique pour accepter de nouvelles infrastructures de recharge.

Les résultats sont destinés à aider le gouvernement du Canada, ainsi que les gouvernements provinciaux et municipaux, les services publics et d’autres intervenants, à planifier la mise en place d’une infrastructure de recharge suffisante pour atteindre les objectifs du Canada.

1.2 Structure du rapport

La section 1 décrit le contexte et l’approche générale de la recherche adoptée pour cette étude, en la comparant à l’évaluation des besoins en matière de tarification réalisée par Dunsky en 2022.

Dans la section 2, nous nous concentrons sur les besoins des VUL en matière d’infrastructures de recharge résidentielles et publiques/communautaires. Cette section comprend une description des prévisions de ventes de VE au Canada et dans les provinces d’ici 2040, notre méthodologie générale, nos intrants et nos hypothèses, ainsi que les résultats combinés pour l’ensemble du Canada indiquant le nombre de bornes de recharge par type et par emplacement, ainsi que les besoins en énergie, les ratios VE/port et les coûts en capital. Nous résumons également les résultats de notre analyse de sensibilité pour les VUL.

Dans la section 3, nous décrivons la méthodologie utilisée pour déterminer les besoins en infrastructures de recharge des VML jusqu’en 2040. Cela comprend notre estimation et nos hypothèses concernant la croissance du stock de VML jusqu’en 2040, la demande d’énergie attendue de la croissance des VE, le nombre de sites et de ports de recharge nécessaires pour répondre à cette demande à travers le Canada, et les coûts d’investissement associés.

Dans la section 4, nous présentons nos résultats concernant le nombre de bornes de recharge pour VE et les coûts d’investissement par région, avec des résultats pour chaque province et territoire, ainsi que pour les trois régions métropolitaines de recensement (RMR) où le taux d’adoption des VE est le plus élevé.

Dans la section 5, nous évaluons les impacts de l’adoption des VE et des besoins de recharge sur les systèmes électriques du Canada, tant pour les VUL que pour les VML. Cette section présente les résultats régionaux concernant la croissance de la demande de pointe jusqu’en 2040, ainsi qu’une évaluation des améliorations et des investissements nécessaires pour se préparer à la future croissance de la demande d’électricité liée aux VE.

Enfin, dans la section 6, nous résumons les résultats et discutons de certaines des principales conclusions et de leurs implications pour le Canada et le gouvernement fédéral dans le cadre de l’élaboration de politiques et de programmes visant à soutenir le déploiement de l’infrastructure de recharge des VE dans l’ensemble du pays.

1.3 Concepts et définitions

Dans un souci de cohérence, les définitions suivantes seront utilisées tout au long du rapport :

• Véhicule électrique (VE) : Un véhicule électrique est un véhicule utilisant un ou plusieurs moteurs électriques pour la propulsion et disposant d’un système de stockage d’énergie embarqué qui est rechargé en le branchant sur une source d’énergie électrique externe. Aux fins du présent rapport, les VE légers ont un poids nominal inférieur ou égal à 4 535 kg. Les VE comprennent :
  • Véhicule électrique à batterie (VEB) : Un VEB est un type de VE qui utilise uniquement des moteurs électriques et l’énergie stockée dans ses batteries rechargeables. Il n’utilise pas de moteur à combustion interne (MCI).
  • Véhicule hybride électrique rechargeable (VHER) : Un VHER est un type de VE qui comprend à la fois des moteurs électriques et un moteur à combustion interne. Sa batterie peut être rechargée en le branchant sur une source d’énergie électrique externe.
• Port de recharge^{Note de bas de page 18} : Le port de recharge d’un VE est la prise utilisée pour recharger le VE. Le port peut être situé sur un site de recharge et est considéré comme une « installation permanente » s’il est câblé. Bien qu’il ne soit pas toujours techniquement correct, le terme « chargeur » est souvent utilisé pour désigner une borne de recharge, par souci de simplicité. Les ports de recharge sont aussi parfois appelés bornes de recharge pour véhicules électriques (BRVE). Les ports de recharge comprennent :
  • Borne de recharge à courant continu (BRCC) : Un type de port de recharge qui permet une recharge plus rapide du VE. Avec la technologie actuelle, les conducteurs peuvent généralement recharger 80 % de leur batterie en 30 minutes.
  • Bornes de recharge de niveau 2 (N2) : Un type de port de recharge qui peut fournir du courant à 240 volts et jusqu’à 30 ampères. Les conducteurs peuvent généralement augmenter l’autonomie de 15 à 40 km en une heure de charge.
• Site de recharge : Un site de recharge pour VE est un lieu d’infrastructure où l’énergie électrique peut être fournie pour recharger les VE. Un site de recharge peut avoir plusieurs ports de recharge qui sont des installations permanentes^{Note de bas de page 19}.
• Adapté aux VE : places de stationnement dotées d’une prise électrique adjacente alimentée en énergie, sur laquelle il sera possible d’installer un système de recharge de niveau 2 à l’avenir. Une amélioration complète des installations pour les VE permet de préparer près de 100 % des places de stationnement à l’utilisation des VE.
• Recharge publique : ports de recharge situés sur des terrains publics ou privés et pouvant être utilisés par tout conducteur de VE. Ce type de recharge est généralement visible par la consultation de données accessibles en ligne.
  • Cela comprend la recharge le long des autoroutes, dans les collectivités et sur certains lieux de travail offrant une recharge publique (à tous, et non pas seulement aux employés).
• Recharge privée : ports de recharge situés sur un terrain privé et fournissant des services de recharge à un nombre restreint de conducteurs de VE déterminé par les exploitants des stations de recharge.
  • Comprend la recharge fournie aux employés (et non au grand public) sur les lieux de travail, la recharge au parc automobile et la recharge à domicile.
• Recharge sur les lieux de travail : ports de recharge utilisés principalement par les employés pendant qu’ils travaillent. La recharge sur les lieux de travail peut être publique (accessible à tous, que l’on travaille ou non à proximité; la recharge publique dans les zones commerciales fonctionne de cette manière) ou privée (située sur des terrains privés et accessible uniquement par les employés). Dans notre modélisation, nous considérons que la recharge sur les lieux de travail est à 50 % publique et à 50 % privée.
• Recharge commerciale partagée : Ce type de recharge est partagé par les parcs de véhicules, mais il est exclusivement réservé aux véhicules commerciaux. Il est placé dans des endroits stratégiques pour les parcs de véhicules, comme les stations de taxis et les zones de livraison du centre-ville.
• Unités multifamiliales (UMF) : Nous avons utilisé le type de logement structurel du recensement canadien (tableau 98-10-0138-01) pour classer les logements en unités unifamiliales (UUF) ou en unités multifamiliales (UMF). Nous considérons que les maisons en rangée et les appartements, quelle que soit leur hauteur, sont des UMF en raison des caractéristiques communes suivantes : les appartements dans les immeubles multifamiliaux disposent d’aires de stationnement communes, soit dans des structures de stationnement, soit dans des aires de stationnement en surface. Il est plus difficile pour les résidents de bâtiments multifamiliaux d’installer des bornes de recharge pour VE dans ces types d’immeubles, même lorsqu’ils ont accès à une place de stationnement, en raison d’obstacles juridiques, financiers, techniques et logistiques inhérents aux condominiums et aux appartements locatifs. La justification de cette approche est de faire la distinction entre les types de bâtiments où l’installation de l’infrastructure de recharge sera relativement simple, et ceux pour lesquels une aide gouvernementale ou autre sera probablement nécessaire en raison du type de bâtiment, du mode d’occupation ou des deux. Cela ne correspond pas nécessairement aux définitions des programmes pour les bâtiments multifamiliaux tels qu’ils existent aujourd’hui.
• Unités unifamiliales (UUF) : Nous avons utilisé le type de logement structurel du recensement canadien (tableau 98-10-0138-01) pour classer les logements en UUF ou en UMF. Nous considérons les maisons unifamiliales, les maisons jumelées et les duplex comme des UUF. Les personnes vivant dans des unités unifamiliales (maisons unifamiliales, duplex, triplex et maisons en rangée) sont plus susceptibles d’avoir accès à une place de stationnement attenante à leur espace de vie (par exemple, un garage privé ou une aire de stationnement) et d’en être propriétaires. L’installation de bornes de recharge pour VE dans ces environnements peut être relativement simple, bien que des modernisations de panneaux ou de services ou d’autres travaux électriques soient parfois nécessaires et que la mise en œuvre de systèmes appropriés de gestion de l’énergie des VE dans ces types de bâtiments puisse s’avérer compliquée.

1.4 Contexte et approche de l’étude

L’étude a adopté deux grandes approches pour comprendre les besoins, les coûts et l’impact sur le réseau de recharge des VE au Canada : l’établissement des faits et la collecte des données par le biais d’une analyse de la documentation existante et d’entretiens avec les intervenants, d’une part, et la modélisation et l’analyse, d’autre part.

1.4.1 Collecte d’informations

Nous avons étudié la documentation universitaire et la documentation parallèle pour nous assurer que notre méthodologie était fondée sur les pratiques exemplaires actuelles et qu’elle reposait sur les données les plus récentes. L’Annexe A comprend une liste des sources examinées et intégrées dans notre analyse. Nous avons également examiné les engagements pris par l’industrie automobile au Canada en matière de recharge des VE afin de comprendre comment ils s’articulent avec les objectifs du gouvernement.

Nous avons mené des entretiens avec les intervenants au printemps et à l’été 2023 afin d’intégrer les commentaires d’un large éventail d’intervenants dans les secteurs des VUL, des VML et des services publics pour mieux comprendre les besoins du Canada en matière d’infrastructure de recharge et les approches permettant de les quantifier. Cette étude a porté sur 14 services publics répartis dans neuf provinces, qui ont été en mesure de fournir (1) des informations quantitatives relatives à la capacité du réseau, aux impacts attendus de l’adoption des VE et aux coûts probables, et (2) leur point de vue général sur la faisabilité d’un soutien à la transition vers les VE. Nous avons également mené des entretiens avec d’autres intervenants clés (Tableau 1) qui ont été en mesure de fournir des données utiles (par exemple, des données sur le trafic autoroutier propre à la province ou des données sur l’immatriculation des véhicules, des objectifs et des prévisions, ainsi que le taux d’utilisation des ports).

Nous avons relevé des lacunes dans la disponibilité des données qui pourraient limiter notre capacité à prévoir l’adoption des VE, les besoins en matière de recharge des VE et les incidences sur le réseau. Pour atténuer ce risque, nous avons exploité d’autres sources de données pour combler les lacunes, en faisant appel à notre jugement professionnel pour adapter les ensembles de données. Il s’agissait notamment d’établir des ratios provinciaux de VEB et de VEHR afin d’évaluer les ventes de VHER par région dans les cas où les données d’immatriculation des VHER ont été regroupées avec celles des hybrides conventionnels. Nous avons également utilisé nos entretiens avec les intervenants et le contexte de l’industrie pour combler les lacunes en matière de données propres à chaque territoire, en fonction des connaissances locales (par exemple, la couverture géographique nécessaire et la détermination des principaux corridors de déplacement libre).

1.4.2 Modélisation et analyse

Les utilisateurs de bornes de recharge pour VE comprennent le public (résidents, travailleurs et touristes) et les exploitants de parcs de véhicules. Chacun de ces groupes d’utilisateurs a des besoins différents en ce qui concerne la manière, le moment et la quantité de la recharge. Par conséquent, ils utilisent chacune des combinaisons différentes de lieux de charge, comme illustré dans la Figure 1.

Cette étude vise principalement à comprendre les besoins en infrastructures pour la recharge publique et la recharge commerciale partagée. Cependant, pour comprendre la quantité de recharge publique et commerciale partagée nécessaire, et pour évaluer l’impact général des VE sur le réseau, nous avons également dû comprendre les niveaux potentiels d’accès à la recharge à domicile et le déploiement dans les parcs de véhicules. Pour comprendre cette interdépendance, nous avons effectué une analyse de scénarios sur les niveaux d’accès à des bornes de recharge à domicile (pour plus de détails, voir la section 2).

Nous avons effectué une modélisation interne pour établir les besoins en recharge des VE pour chaque région afin d’atteindre les objectifs fédéraux de ventes de VZE pour les VUL et les VML. En plus des 13 provinces et territoires, nous avons mené une analyse plus détaillée dans les trois plus grandes régions métropolitaines de recensement (RMR) du Canada (Toronto, Montréal et Vancouver). Les chiffres provinciaux présentés ci-dessous incluent les résultats des trois RMR.

Compte tenu des différences importantes dans les cas d’utilisation et les besoins en matière de recharge entre les VUL et les VML, nous avons évalué ces deux secteurs séparément en adoptant des approches adaptées. Nous fournissons plus de détails sur les méthodologies utilisées dans les sections concernant les VUL et les VML ci-dessous.

L’estimation des besoins de recharge des VE est une pratique émergente. Certains aspects font l’objet d’un consensus dans la documentation et la pratique : par exemple, l’analyse séparée des besoins le long des corridors et dans les collectivités. En ce qui concerne les aspects plus détaillés de la méthodologie (par exemple, l’établissement d’un juste équilibre entre les infrastructures publiques de BRCC et les infrastructures de recharge de niveau 2), il n’existe pas encore de normes ou de standards, car chaque région a des besoins, une forme urbaine et des comportements différents. Pour trouver le bon équilibre, il faudra faire des choix politiques judicieux plutôt que définir une seule et unique voie à suivre. Notre objectif dans le cadre de cette étude était d’intégrer les pratiques exemplaires émergentes dans une approche sur mesure, basée sur les contextes locaux et les contributions des principaux intervenants.

Nos résultats généraux présentent les besoins totaux en infrastructures de recharge par type dans chaque région et par scénario, y compris les coûts de déploiement estimés et les incidences importantes sur le réseau (questions qualitatives soulevées par les personnes interrogées et estimations des coûts élevés de modernisation du réseau). Nous présentons également les résultats selon le rapport effectif de VE par borne de recharge, ce qui nous permet de comparer nos résultats avec ceux d’autres études et territoires.

1.4.2.1 Scénarios de recharge pour les VUL

Nous avons établi deux scénarios pour l’évaluation des besoins en matière de recharge des VUL (Tableau 2) qui sont tous deux basés sur les mêmes trajectoires d’adoption des VE fournies par Transports Canada (voir la section 2.1).

Le scénario élevé, qui est considéré comme le cas de référence, suppose une action ambitieuse à l’échelle du Canada pour soutenir les logements adaptés aux VE, dans lesquels :

• Un changement de politique, probablement à l’échelon fédéral, intervient pour exiger que tous les nouveaux logements (y compris les immeubles multifamiliaux) soient adaptés aux VE à partir de 2030. Cette politique pourrait être mise en œuvre dans le cadre du code fédéral de la construction, du code de l’électricité ou des codes provinciaux/municipaux couvrant la majorité de la population du Canada. Notre analyse n’est pas prescriptive quant aux mécanismes politiques particuliers. Le Québec a annoncé son intention d’adopter une telle politique à l’échelle provinciale, tandis que plusieurs municipalités de Colombie-Britannique et d’Ontario ont mis en place des règles de ce type.
• Un investissement généralisé dans la modernisation pour doter de bornes de recharge 30 % des places de stationnement du stock résidentiel existant d’ici 2030 et 60 % d’ici 2035.

Le scénario de faible accès à des bornes de recharge à domicile suppose que les mesures politiques actuelles et annoncées restent en place, mais qu’aucune mesure politique supplémentaire n’est adoptée pour encourager les améliorations et les nouvelles constructions de logements adaptés aux VE. Ce scénario se traduit donc par des besoins plus importants en matière de recharge publique^{Note de bas de page 20}.

1.4.2.2 Scénarios de recharge pour les VML

Nous envisageons trois scénarios pour l’évaluation des besoins en matière de recharge des VML. Les trois scénarios atteignent l’objectif de 100 % de ventes de VZE d’ici 2040, mais les autres scénarios présentent des trajectoires différentes pour y parvenir, comme le montre le Tableau 3. Le rythme de développement du marché des VML à zéro émission aura un impact important sur les besoins en infrastructures de soutien à court terme. Nous supposons en outre que tous les VML seront des véhicules électriques à batterie (VEB), en raison d’un degré plus élevé de maturité technologique et d’un meilleur rendement économique dans tous les segments des VML^{Note de bas de page 21}. Nous effectuons également une analyse de sensibilité pour évaluer dans quelle mesure les besoins de recharge des VEB seraient réduits si les véhicules fonctionnant à l’hydrogène devaient connaître un essor important sur le marché en raison de la baisse des prix de l’hydrogène.

1.4.2.3 Mises à jour des précédentes projections de Dunsky sur les besoins en infrastructures de recharge

Dans notre étude précédente, réalisée en 2021, nous avons estimé les besoins de bornes de recharge pour VE à l’échelle du Canada (sur les corridors et dans les collectivités) pour les VUL jusqu’en 2050, en nous basant sur des ratios optimaux de VE et de bornes de recharge pour le N2 et l’infrastructure de BRCC^{Note de bas de page 22}. Cette étude a présenté deux scénarios : un accès élevé et un accès faible à des bornes de recharge à domicile pour les propriétaires de VE dans des bâtiments multifamiliaux. Nous présentons les résultats de l’étude 2021 à la section 2.4.1, en les comparant aux résultats actualisés de la présente étude.

Pour cette étude de 2024, nous avons mis à jour à la fois la portée et la méthodologie afin de fournir une compréhension plus détaillée des besoins du Canada en matière d’infrastructure de recharge des VE, et de refléter l’évolution des pratiques exemplaires et de l’information lorsqu’il s’agit de prévoir les besoins futurs en matière d’infrastructure.

Les principales mises à jour de la portée de l’étude actuelle sont les suivantes :

• Ajout d’une évaluation des besoins de recharge des VML.
• Estimation des besoins et des impacts en matière d’infrastructures par province/région.
• Évaluation de l’état de préparation du réseau et des coûts associés à l’infrastructure de recharge des VE.
• Ajustement de la période d’étude à 2040 (au lieu de 2050 dans l’étude 2021).

Nous avons également apporté plusieurs mises à jour à notre méthodologie et à nos hypothèses précédentes concernant les besoins en matière de recharge des VUL. Nous avons notamment basé nos prévisions des besoins en infrastructures sur une estimation de la demande régionale d’énergie (en kWh) pour différents types de véhicules et de bornes de recharge et sur l’utilisation prévue des bornes de recharge, au lieu de l’approche précédente qui se fondait sur l’hypothèse d’un rapport optimal entre les VE et les bornes de recharge pour estimer le nombre de bornes de recharge pour un stock de véhicules donné. Cette approche ascendante nous a permis de mieux comprendre comment les besoins de recharge des VE varient selon les provinces et les régions, et de fournir les données nécessaires à l’évaluation de l’impact sur le réseau.

Nous avons également étendu notre analyse à d’autres cas d’utilisation de bornes de recharge, tels que les véhicules commerciaux partagés (taxis, véhicules de services de transport), les bornes de recharge, les besoins du tourisme et une couverture supplémentaire des collectivités rurales et isolées. Parmi les autres changements apportés à la modélisation, citons la mise à jour des prévisions de ventes de VUL électriques de Transports Canada, ce qui se traduit par un plus grand nombre de VE sur les routes en 2040, un rapport plus élevé de VEB par rapport aux VHER et la mise à jour des hypothèses sur la puissance de recharge effective, le taux d’utilisation et les coûts de l’infrastructure. Voir les sections suivantes pour une description plus détaillée de notre méthodologie. Une comparaison plus détaillée des hypothèses pour les deux études présentées dans l’Annexe B.

Chapitre deux

2. Besoins en matière de recharge des véhicules utilitaires légers

Les véhicules utilitaires légers sont responsables d’environ 50 % des émissions de GES du secteur des transports au Canada et de 12 % des émissions nationales tous secteurs confondus. Transports Canada définit les VUL comme des voitures, des véhicules utilitaires sport ou des camions légers dont le poids nominal brut est inférieur ou égal à 4 535 kg.

2.1 Prévisions concernant l’adoption des VE

La première étape de notre analyse a consisté à établir des prévisions de ventes de VE pour le Canada et pour chaque province ou territoire. Nous avons basé nos prévisions sur les objectifs de vente de VZE annoncés par le Canada et sur la norme de disponibilité des VZE de décembre 2023, qui exigerait une part de vente de VZE d’au moins 60 % des nouveaux véhicules d’ici 2030 et de 100 % d’ici 2035 dans l’ensemble du pays. Nous avons commencé par les prévisions internes de Transports Canada, qui sont mises à jour chaque année et répartissent les ventes de VE entre les provinces et les territoires sur la base des tendances historiques d’adoption et sont alignées sur la norme de disponibilité.

Nous avons également tenu compte des exigences provinciales en actualisant les prévisions de Transports Canada pour les aligner sur les mandats en matière de VZE récemment mis à jour en Colombie-Britannique et au Québec (Tableau 4). Pour toutes les autres provinces, nous avons utilisé les prévisions de Transports Canada. Il en résulte un stock total de VZE légèrement supérieur à celui qui serait nécessaire pour atteindre les objectifs fédéraux du Canada.

La Figure 2 montre les prévisions concernant la part des VE dans le stock total de VUL par province et territoire entre 2022 et 2040.

2.2 Facturation résidentielle

Bien que notre objectif premier soit de prévoir les besoins en matière de bornes de recharge publiques et commerciales partagées, nous devions d’abord comprendre la présence de bornes à domicile afin d’évaluer l’ampleur des besoins en matière de bornes de recharge publiques.

Les bornes de recharge à domicile (que ce soit dans les maisons unifamiliales ou dans les bâtiments multifamiliaux) jouent le rôle le plus important dans l’écosystème de la recharge pour ce qui est du nombre de ports et de la quantité totale d’énergie distribuée à ces endroits, et cette tendance devrait se poursuivre à l’avenir. En effet, une enquête menée auprès des clients par Hydro Québec a montré que les résidents ayant accès à un système de recharge à domicile effectuent 90 % de leur recharge à la maison dans cette province^{Note de bas de page 24}. De même, une enquête menée auprès de propriétaires de VE aux États-Unis a révélé que 90 % d’entre eux rechargent leur véhicule à domicile tous les jours ou toutes les semaines^{Note de bas de page 25}.

D’autres classifications et hypothèses relatives au stock résidentiel sont présentées à l’Annexe B.

2.2.1 Bâtiments multifamiliaux

Les résidents de bâtiments multifamiliaux sont souvent exposés à des obstacles plus importants à la recharge des VE que les résidents de logements en rez-de-chaussée (bien que ces derniers puissent également être confrontés à des obstacles, par exemple l’accès à un stationnement uniquement dans la rue). Alors qu’un tiers des Canadiens et Canadiennes vivent dans des bâtiments multifamiliaux, seuls 12 % des propriétaires de VE le font, selon une enquête réalisée en 2022^{Note de bas de page 26}. Cette disparité est encore plus marquée dans des villes comme le Grand Vancouver où, depuis 2021, 43 % des habitants vivent dans des appartements, une proportion qui devrait augmenter^{Note de bas de page 27}. L’amélioration des bâtiments multifamiliaux permet aux personnes vivant dans des appartements ou des condominiums d’avoir accès à des bornes de recharge à domicile^{Note de bas de page 28}. En l’absence d’un tel accès, les propriétaires de VE dans les bâtiments multifamiliaux doivent s’en remettre aux bornes de recharge publiques ou dans les lieux de travail.

En outre, ce ne sont pas tous les logements multifamiliaux qui offrent des places de stationnement. En effet, alors que la plupart des projets d’après-guerre comprenaient jusqu’à récemment au moins une place de stationnement par logement, les municipalités réduisent ou éliminent de plus en plus le nombre minimum de places de stationnement dans les nouveaux projets afin d’encourager des modes de déplacement plus durables. Les logements multifamiliaux dépourvus de stationnement ne pourront jamais être adaptés aux VE. Notre modèle inclut des estimations de la part de logements existants et futurs qui n’offriront pas de stationnement. L’Annexe B fournit nos hypothèses en matière de stationnement et d’accès à des bornes de recharge.

Bien qu’il n’existe pas de données sur les places de stationnement adaptées aux VE, nous estimons qu’il y a aujourd’hui au Canada moins de 50 000 places de stationnement multifamiliales adaptées aux VE. Notre scénario de référence (accès élevé à des bornes de recharge à domicile) prévoit une situation dans laquelle : (1) tous les nouveaux bâtiments résidentiels devront être compatibles avec les VE à partir de 2030 et (2) des améliorations complètes compatibles avec les VE seront apportées à 30 % et 60 % du stock résidentiel de 2021 d’ici 2030 et 2035, respectivement. Notre analyse a révélé que dans ce scénario, une moyenne de 87 à 88 % de tous les ménages vivent dans des logements adaptés aux VE (ce qui signifie qu’ils ont la capacité d’installer une borne de recharge sans autres améliorations) sur la période de 2025 à 2040. En effet, les mesures politiques visant à améliorer l’accès à des bornes de recharge à domicile suivent l’évolution vers une plus grande adoption des VE parmi les résidents de bâtiments multifamiliaux. Selon ce scénario, 2,1 millions d’unités multifamiliales disposeront d’un stationnement adapté aux VE d’ici 2030, 4,3 millions d’ici 2035 et 4,7 millions d’ici 2040 (Tableau 5).

Dans notre autre scénario de faible accès à des bornes de recharge à domicile, nous constatons que la part des propriétaires de VE vivant dans des logements adaptés aux VE passe de 88 % en 2025 à 82 % en 2040, avec des variations entre les provinces en fonction du type et de la composition des logements. En d’autres mots, les politiques ne suivent pas le rythme d’adoption des VE et un nombre croissant d’utilisateurs de VE dépendent exclusivement des bornes de recharge publiques au fil du temps. Le nombre d’améliorations de bâtiments multifamiliaux compatibles avec les VE, qui dépend uniquement des programmes existants ou annoncés aujourd’hui, atteindra environ 81 000 en 2030, avec une croissance nulle des améliorations après 2030. La tendance pré-2030 est impulsée par la Colombie-Britannique, où l’on observe un mouvement croissant en faveur de politiques de construction adaptées aux VE, ainsi qu’un effort plus important en faveur de la modernisation des bâtiments multifamiliaux.

2.3 Recharge publique

Notre analyse a réparti la recharge publique des VE en trois catégories (Figure 3) :

1. Recharge communautaire : Des stations de niveau 2 et BRCC dans des collectivités de différentes tailles, y compris sur les lieux de travail, dans les parcs de stationnement publics et sur le trottoir.
2. Recharge dans les corridors : Des stations de BRCC sont installées le long des principales autoroutes et des corridors routiers, ainsi que dans les collectivités éloignées et rurales, afin de maximiser la couverture géographique.
3. Recharge commerciale partagée : stations de recharge ultra-rapide accessibles uniquement aux parcs de véhicules commerciaux (par exemple, les taxis et les services de transport), soit sur des terrains publics, soit sur des terrains privés.

L’encadré présente les principales données et hypothèses relatives à la recharge publique. Pour plus de détails, consultez l’Annexe B.

2.3.1 Besoins en matière de recharge communautaire

Une infrastructure de recharge communautaire est nécessaire pour permettre la recharge des VE pour les besoins quotidiens et pour les personnes qui n’ont pas accès à une recharge privée, dans les villes et les autres centres de population. La recharge communautaire comprend les lieux de travail, les trottoirs et les stationnements accessibles au public. L’accès à ces types de recharge est essentiel pour permettre l’adoption des VE, en particulier pour les personnes qui n’ont pas accès à une borne de recharge à domicile. Une infrastructure de recharge diversifiée, comprenant à la fois des infrastructures de recharge rapide et lente, permettra aux propriétaires de VE de choisir les méthodes de recharge optimales en fonction de leurs besoins individuels. La recharge communautaire se compose de BRCC publiques (recharge rapide) et de ports de niveau 2 (situés sur les lieux de travail, dans les stationnements sur la voie publique et hors de la voie publique).

Notre méthodologie générale pour estimer les besoins de la collectivité en matière de recharge publique est la suivante (Figure 4) :

1. Nous avons estimé les distances quotidiennes moyennes de conduite (kilomètres-véhicules parcourus ou KVP) comme un produit des distances annuelles moyennes de conduite dans chaque province et de la part des jours où un véhicule est conduit (80 %)^{Note de bas de page 31}.
2. Nous avons ensuite établi une consommation d’énergie quotidienne moyenne (en kWh) sur la base du KVP moyen et de l’efficacité des véhicules (qui varie selon le type de véhicule).
3. Nous avons estimé la consommation moyenne d’énergie journalière (kWh) par véhicule et par type de recharge, en nous basant sur les préférences comportementales en matière de recharge (NREL).
4. Enfin, nous avons estimé les besoins énergétiques régionaux quotidiens totaux (par véhicule et par type de recharge), en tant que facteur de la consommation énergétique quotidienne, des prévisions d’adoption des VE (par région et par type de véhicule), et de la part des propriétaires de VE avec ou sans accès à une borne de recharge à domicile (par région). Nous avons utilisé un ajustement de la température pour tenir compte des variations climatiques régionales et de l’impact qu’elles peuvent avoir sur l’utilisation et l’efficacité des véhicules et des systèmes de recharge.
5. La dernière étape a consisté à estimer le nombre total de ports nécessaires par type de recharge (N2 et BRCC). Ce chiffre est basé sur les besoins énergétiques régionaux quotidiens totaux, ajustés en fonction de plusieurs facteurs clés : la puissance de recharge effective pour chaque véhicule et chaque type de recharge, le taux d’utilisation des ports, le facteur de fiabilité et le nombre d’heures dans une journée.

2.3.2 Besoins de recharge dans les corridors

Un élément clé de l’analyse de VUL était de comprendre les besoins en infrastructures de recharge rapide le long des corridors de déplacement. Le réseau autoroutier national (RRN) comprend 38 000 km de routes à travers le Canada, auxquels s’ajoutent des routes provinciales et secondaires. La recharge dans les corridors autoroutiers est supposée utiliser exclusivement des BRCC en raison de leur temps de charge plus rapide que celui des bornes de recharge de N2. Par conséquent, les besoins en énergie sont plus élevés pour les stations de corridor. Pour cette analyse, nous avons séparé la recharge dans les corridors autoroutiers des BRCC communautaires, car les réseaux autoroutiers traversent souvent des provinces ou des régions, et leur expansion bénéficie donc d’une approche de planification coordonnée de la part des gouvernements fédéral et provinciaux.

Pour comprendre les besoins des corridors en matière de recharge, nous avons suivi les étapes suivantes :

1. Détermination des autoroutes à inclure dans les corridors de recharge. Pour s’assurer que la couverture proposée répondait aux besoins des voyageurs dans chaque province, nous avons utilisé le réseau autoroutier national (RRN) comme point de départ (toutes les routes principales, les routes de desserte et les routes nordiques et éloignées), et l’avons complété par des routes secondaires et des autoroutes d’importance provinciale non couvertes par le RRN, sur la base des commentaires reçus des intervenants des provinces et des collectivités rurales^{Note de bas de page 32}, ^{Note de bas de page 33}. Une liste de toutes les autoroutes secondaires et de leur longueur, par région, prises en compte dans cette analyse figure à l’Annexe B.
2. Calcul du nombre de stations nécessaires, en supposant qu’il y aurait une station de BRCC tous les 65 km sur tous les types d’autoroutes (conformément aux pratiques exemplaires au Canada^{Note de bas de page 34}). En outre, on a supposé un minimum de 2 ports par station pour le réseau du RRN et un minimum de 1 port par station pour les autoroutes secondaires jusqu’en 2035, après quoi le nombre de ports est passé à 2 par station. Cela permet de construire progressivement l’infrastructure sur les autoroutes secondaires.
3. Évaluation des volumes de déplacement des VEB au fil du temps selon le trafic moyen journalier annuel (TMJA), ajusté pour représenter les volumes de pointe, qui est le paramètre le plus important lors de l’estimation des besoins de recharge des VE^{Note de bas de page 35}. Si les données régionales du TMJA n’étaient pas disponibles, les données relatives aux kilomètres-véhicules parcourus (KVP) ont été utilisées pour estimer les volumes de trafic de pointe le long des corridors du RRN^{Note de bas de page 36}. Nous avons estimé les futurs volumes de pointe de VEB en fonction de nos prévisions ajustées de TC pour la pénétration des VE par région. (Il convient de noter que l’analyse ne porte que sur les VEB, car les VHER n’utilisent pas la recharge rapide.)
4. Évaluation des incidences climatiques ou géographiques (par exemple, temps froid, changement d’altitude important) sur la demande d’énergie.
5. Nous avons évalué les besoins en matière de recharge en fonction du volume des déplacements et de la part des déplacements nécessitant une recharge (par exemple, nous avons exclu les déplacements suffisamment courts pour être effectués avec une seule recharge complète, que nous considérons comme étant inférieurs à 160 km).
6. Temps de recharge calculé en fonction des niveaux moyens de puissance de recharge (kW) et de la capacité de la batterie (kWh).

La Figure 5 décrit l’approche que nous avons utilisée pour estimer le nombre de ports de BRCC nécessaires dans les principaux corridors autoroutiers de chaque région.

Collectivités rurales et éloignées

Nous avons effectué des analyses supplémentaires pour nous assurer que les collectivités rurales et éloignées, en particulier dans le nord du Canada, bénéficient d’une couverture géographique adéquate, créant ainsi un réseau de BRCC efficace. Tout d’abord, nous avons recensé tous les groupes de population de plus de 1 000 habitants qui se trouvent à plus de 32,5 km du réseau autoroutier national^{Note de bas de page 37}. Nous avons ensuite attribué deux ports de BRCC à chacune de ces collectivités. La carte ci-dessous (Figure 6) montre la répartition de ces collectivités rurales et isolées.

2.3.3 Besoins en matière de recharge pour le tourisme

En plus des analyses ci-dessus, nous avons conçu un modèle pour tenir compte des besoins particuliers de certaines collectivités qui reçoivent des pics de trafic très élevés en raison du tourisme. L’impact du tourisme sur les corridors autoroutiers a déjà été pris en compte dans les valeurs du TMJA aux heures de pointe analysées pour chaque province, car il quantifie également le tourisme sur les routes. Toutefois, une analyse supplémentaire a été nécessaire pour tenir compte de l’impact du tourisme sur les BRCC et la recharge communautaire de N2, particulièrement dans certaines régions où le tourisme est plus important. À partir des données sur le nombre de visiteurs fournies par chaque gouvernement provincial et territorial, le nombre moyen quotidien de véhicules touristiques en 2019 a été calculé, en partant de l’hypothèse de 2,5 touristes par véhicule et d’un rapport VE/VUL comparable à celui des chiffres provinciaux. Ces données ont été complétées par la taille du parc de VE calculée précédemment pour tenir compte de l’impact du tourisme sur les besoins de recharge des collectivités.

2.3.4 Véhicules commerciaux partagés : Taxis et services de covoiturage

L’analyse de rentabilité de la construction d’une infrastructure de recharge peut s’avérer particulièrement difficile si l’utilisation générale de l’infrastructure est faible : un défi auquel de nombreux hôtes de sites sont confrontés à court terme, car les VE représentent encore une part relativement faible du stock de véhicules, et potentiellement même à plus long terme, en fonction des améliorations apportées à l’accès à la recharge à domicile. Ce défi est exacerbé par le fait que la plupart des propriétaires de VE personnels effectuent la majeure partie de leur recharge à domicile.

Les infrastructures de recharge ciblant expressément les parcs de véhicules partagés peuvent entraîner des taux d’utilisation beaucoup plus élevés en raison (1) de leur kilométrage annuel plus élevé que celui des véhicules personnels et (2) de leur plus grande dépendance à l’égard de l’infrastructure de BRCC. En raison de leurs longs trajets quotidiens, les taxis et les services commerciaux de covoiturage (tels qu’Uber) présentent également une excellente occasion de s’électrifier et d’être des adopteurs précoces.

La plupart des segments de parcs partagés préfèrent les BRCC à la recharge de N2. Les taxis électriques, les véhicules de transport en commun et les véhicules de covoiturage recherchent un moyen rapide de faire le plein, et les véhicules de services de transport à sens unique devraient idéalement être rechargés rapidement par le personnel avant d’être ramenés à un endroit idéal. Ce besoin de recharges rapides justifie la mise en place de ports dédiés pour les parcs de véhicules partagés. Il est important de concevoir une infrastructure de recharge pour ce type de propriétaires de VE, car ils ont besoin d’une borne de recharge très rapide (BRCC d’au moins 250 kW) située à des endroits stratégiques le long de l’itinéraire, et parce que les conducteurs n’ont pas toujours accès à des bornes de recharge à domicile.

Pour estimer les besoins en infrastructures de recharge rapide pour les taxis et les services de covoiturage, nous avons suivi les étapes suivantes :

1. Quantification du nombre de véhicules à l’aide d’estimations du parc de véhicules accessibles au public sur des marchés clés, notamment la ville de Toronto et la province de Québec. Ces chiffres ont ensuite été mis à l’échelle des provinces par rapport aux chiffres de la population active de Statistique Canada sur la proportion de personnes employées comme chauffeurs de taxi ou de limousine. Nos hypothèses concernant la taille des parcs de taxis et de voitures de transport sont présentées dans le Tableau 35, Annexe B.
2. Prévision de la croissance du parc de véhicules jusqu’en 2040 en utilisant un taux de croissance annuel composé du parc de véhicules de 1 % par rapport à la base de référence de 2023.
3. Pour estimer les besoins énergétiques des véhicules, nous avons suivi la même approche que pour l’analyse de la recharge communautaire (Figure 4).
4. Nous avons supposé que 100 % des chauffeurs de taxi et en moyenne 20 % des chauffeurs de covoiturage conduisent à temps plein^{Note de bas de page 38}. Pour l’ensemble des conducteurs, nous utilisons l’hypothèse implicite d’une moyenne de 81,5 % d’accès à des bornes de recharge à domicile pour les taxis et les conducteurs de véhicules de covoiturage.

Nos résultats concernant les besoins de recharge commerciale partagée sont présentés dans le cadre de nos résultats sur la recharge publique et domestique. Dans nos résultats, nous présentons le nombre précis de ports estimés pour les taxis et les services de covoiturage.

2.4 Résultats combinés

La Figure 7 montre la croissance des ports de recharge publics (BRCC et N2) par rapport à l’adoption des VE jusqu’en 2040 dans le cadre de notre scénario de référence (accès élevé à la recharge à domicile), ce qui montre que le besoin de ports publics augmente au même rythme que l’adoption des VE, mais que le rapport entre les ports publics et les VE devient plus efficace au fil du temps. Le Tableau 6 montre les résultats combinés des besoins en infrastructures de recharge pour les VUL à l’échelle du Canada entre 2025 et 2040. En supposant qu’une réglementation fédérale sur les ventes de VZE soit mise en œuvre comme prévu, le Canada aurait besoin d’environ 447 000 ports publics d’ici 2035 et de 679 000 d’ici 2040. Sur ce total, environ 9 sur 10 devraient être des bornes de recharge de niveau 2 dans les collectivités et les aires de stationnement accessibles au public sur les lieux de travail. Le reste est constitué de BRCC installées dans les collectivités, le long des corridors autoroutiers, et utilisés par les taxis et autres véhicules commerciaux partagés.

Le nombre de ports privés (à domicile et sur les lieux de travail) est nettement plus élevé que le nombre de ports publics, atteignant 11,9 millions en 2035 et 18,5 millions en 2040, en raison de la dépendance des propriétaires de véhicules canadiens à l’égard de la recharge à domicile (et, dans une moindre mesure, de la recharge sur les lieux de travail). La part des bâtiments multifamiliaux adaptés aux VE devra augmenter de manière substantielle pour atteindre ces chiffres, comme indiqué dans la section 2.2.1.

La Figure 8 et la Figure 9 comparent les besoins de recharge publique pour les ports de BRCC et N2, respectivement, entre les scénarios d’accès élevé et faible à la recharge à domicile. Elles montrent qu’un accès plus limité à la recharge à domicile entraîne une demande plus importante de recharge publique en raison d’un plus grand besoin d’accès à la recharge publique de la part de ceux qui n’ont pas de place de stationnement ou de borne de recharge à domicile. Par conséquent, le scénario de faible accès à la recharge à domicile se traduit par un besoin de 8 800 ports publics supplémentaires en 2030, 55 100 en 2035 et 116 900 en 2040.

Le Tableau 7 les ratios VE/port associés à ces résultats. D’ici 2030, si le Canada prend des mesures pour garantir l’accès à la recharge à domicile pour les résidents des bâtiments multifamiliaux (voir la section 2.2.1), le Canada devrait viser à avoir environ un port public (N2 et BRCC) pour 21 VE sur la route. Les ratios ventilés par type de charge vont de 170 ports pour VEB/BRCC à 17 ports pour VE/lieux de travail publics et privés de N2, ce qui reflète les différences de puissance de recharge et d’utilisation attendue entre ces différents types de ports. Nos prévisions montrent qu’au fil du temps, le rapport entre les VE et les ports augmente au fur et à mesure que le réseau se développe, que le nombre de VE augmente et que la puissance de recharge et l’utilisation des bornes de recharge augmentent au fil du temps. Le nombre total de VE/ports, y compris toutes les bornes de recharge privées, reste relativement constant au cours de la période d’étude, à un peu moins d’un pour un.

2.4.1 Comparaison avec l’évaluation de Dunsky en 2021

Le Tableau 8 montre les principaux résultats de l’évaluation précédente de Dunsky, réalisée en 2022, comparés aux résultats actualisés de cette étude pour 2024 (en utilisant dans les deux cas le scénario d’un accès élevé à la recharge à domicile)^{Note de bas de page 39}. En raison de l’actualisation de la méthodologie et de la portée de l’étude, l’étude actualisée prévoit la nécessité d’un plus grand nombre de ports de recharge publics à court terme (période 2025-2030), ce qui se traduit par un rapport plus faible entre les VE et les ports publics pour ces années (c’est-à-dire qu’il faut plus de ports publics pour chaque VE en circulation). Les comptes et ratios des ports convergent entre les études en 2035 et 2040 à mesure que le réseau se développe.

Notamment, notre évaluation actualisée prévoit un nombre de ports publics de BRCC et de N2 presque deux fois plus élevé en 2025 que précédemment. Cette différence à court terme est due à une analyse plus détaillée (nous avons placé la barre plus haut pour la couverture géographique, mené une évaluation détaillée des exigences provinciales et assuré une couverture plus large le long des corridors autoroutiers et dans les collectivités éloignées/nordiques), à l’intégration des besoins de recharge des véhicules commerciaux partagés et à des hypothèses plus prudentes concernant l’utilisation des bornes de recharge et les niveaux d’énergie.

Remarque : Nous présentons les résultats de 2025 à 2040 pour les aligner sur notre période d’étude actuelle, bien que l’étude de 2021 ait modélisé les besoins de recharge des VE jusqu’en 2050.

2.4.2 Comparaison avec d’autres études et territoires

Le Tableau 9 compare nos résultats pour 2030 aux résultats d’études réalisées par deux grandes agences américaines : le National Renewable Energy Laboratory (NREL) et la California Energy Commission (CEC). Si l’on tient compte des différences d’hypothèses (par exemple, l’étude californienne envisage un scénario dans lequel l’accès à la recharge à domicile est beaucoup plus faible), les rapports VEB/BRCC et VE/port de N2 sont comparables aux résultats de la présente étude.

Les décideurs politiques de l’Union européenne ont commencé à utiliser les rapports entre les kilowatts installés et les VE plutôt que les rapports entre les VE et les ports pour définir les politiques et suivre les progrès. Cette approche présente l’avantage de contrôler les différences dans la puissance de recharge moyenne des ports, qui sont souvent masquées par les comparaisons directes des rapports entre les VE et les ports. Le Tableau 10 indique la production d’énergie requise pour l’infrastructure publique de recharge des VE installée pour tous les VE en circulation, selon cette étude. D’ici 2030, nos résultats montrent un besoin de 1,2 kW à 1,3 kW par VE.

Le règlement de l’Union européenne sur les infrastructures de carburants de remplacement (EU AFIR) exige que les États membres garantissent, à la fin de chaque année, une puissance totale de l’infrastructure de recharge publique d’au moins 1,3 kW pour chaque VEB et 0,8 kW pour chaque VHER immatriculé sur leur territoire^{Note de bas de page 42}. Le règlement stipule que les États peuvent viser une puissance inférieure lorsque la part des VZE sur le territoire atteint au moins 15 % du stock de VUL, et ne prescrit pas ce rapport, reconnaissant que les dispositions en matière de recharge peuvent devenir plus efficaces à mesure que la concentration de VE augmente.

Nous ne pouvons pas comparer directement les rapports dans le Tableau 10 avec les exigences de l’AFIR parce que les rapports dans le Tableau 10 s’appliquent à tous les VE, alors que l’AFIR prévoit des exigences séparées pour les VEB et les VHER. Pour une comparaison directe, nous avons fait le calcul suivant dans le Tableau 11 :

Total des kW nécessaires (AFIR)=1,3*n_VEB+0,8*n_VHER

Cette analyse montre que si le système de recharge public au Canada était construit pour répondre au scénario d’accès élevé à la recharge à domicile de cette étude (une exigence de recharge publique plus faible que dans le scénario de faible accès à la recharge à domicile), l’exigence AFIR de l’UE serait dépassée, même dans les années où la part du stock de VZE est supérieure à 15 %.

2.5 Coûts de l’infrastructure de recharge des VUL

2.5.1 Méthodologie

Nous avons établi des estimations de coûts par port en dollars de 2022, sur la base d’une évaluation interne des coûts totaux d’installation et d’équipement. Nos résultats incluent les coûts estimés pour la modernisation des services publics, l’installation et l’équipement, ainsi qu’une discussion sur le degré d’incertitude et de variation associé à chacun d’entre eux. Ces estimations de coûts ont été établies sur la base de discussions avec les services publics, les municipalités et les gouvernements afin de comprendre le coût total de l’installation et de l’équipement de recharge.

Il est important de noter que le coût par port pour le même type d’infrastructure varie considérablement d’un projet à l’autre, en fonction notamment des facteurs suivants :

• Puissance de recharge (Infrastructure de niveau 2 par rapport à l’infrastructure de BRCC, BRCC de 25 kW à 350 kW et au-delà).
• Le nombre de ports déployés par site (un plus grand nombre de ports par site permet de réaliser des économies d’échelle, mais les sites plus importants risquent de dépasser la capacité électrique disponible, ce qui entraînera des modernisations plus coûteuses).
• L’emplacement (par exemple, la recharge sur les trottoirs est plus coûteuse que dans les emplacements hors rue).
• La qualité de la conception. L’utilisation de techniques de gestion de la charge, y compris les systèmes de gestion de l’énergie des VE, peut réduire de manière considérable les coûts par port.

Plusieurs études ont tenté de quantifier les coûts d’équipement et d’installation par port. L’une de ces études est celle que Dunsky a réalisée pour RNCan en 2021, dans le but de conseiller RNCan qui envisageait de s’orienter vers des niveaux de puissance plus élevés pour l’infrastructure de BRCC. Les chiffres ci-dessous comparent nos propres estimations avec les estimations réalisées dans le cadre d’études antérieures par le Conseil international pour un transport propre^{Note de bas de page 44}, le National Renewable Energy Lab^{Note de bas de page 45} et le RMI^{Note de bas de page 46}.

De multiples facteurs influenceront l’évolution de ces coûts d’investissement dans le temps. Une augmentation de ces coûts est à prévoir en raison de l’augmentation des coûts de la main-d’œuvre et de l’équipement au fil du temps. Pour contrebalancer cette augmentation, nous pensons que des économies d’échelle seront réalisées grâce à l’installation de plusieurs ports au même endroit, ainsi qu’à l’augmentation de l’offre d’équipements et à la familiarisation avec le marché des entrepreneurs, des électriciens et des concepteurs. Cela pourrait entraîner une baisse des coûts par rapport à leur niveau actuel d’ici 2030 et 2035. En effet, une étude du Conseil international pour un transport propre estime que les coûts des BRCC de 150 kW diminueront de 3 % en 2030 par rapport à 2021, même en tenant compte d’une augmentation des coûts d’installation de 4 % par an^{Note de bas de page 47}. Par ailleurs, la tendance à l’augmentation de la puissance de sortie des infrastructures de BRCC entraînera en fin de compte une augmentation à long terme des coûts par port, tandis que les coûts par kW de capacité nominale (valeurs entre parenthèses dans le Tableau 12) diminueront.

Pour la recharge de niveau 2, en revanche, nous ne prévoyons pas une augmentation aussi importante de la puissance de recharge au fil du temps. Nous pensons plutôt que les principaux facteurs influençant les coûts de déploiement du N2 seront liés à l’endroit où les bornes de recharge sont installées, notamment s’il s’agit d’emplacements sur la voie publique (où les coûts peuvent facilement dépasser 20 000 $ par borne) ou de stationnements hors de la voie publique, au nombre de bornes déployées dans un endroit donné et aux économies d’échelle associées, et à la mesure dans laquelle les installations peuvent devenir plus coûteuses au fil du temps si les endroits où les installations sont les plus simples sont ciblés en premier lieu.

Des études complémentaires sur les coûts réels de déploiement des infrastructures et les facteurs clés pourraient permettre d’affiner cette analyse. Les organismes publics qui financent le déploiement de l’infrastructure de recharge sont très bien placés pour rendre compte des coûts réels des projets financés et contribuer à affiner notre compréhension collective des coûts probables de l’extension de cette infrastructure à l’avenir.

2.5.2 Résultats

Notre évaluation des coûts dans le Tableau 13 montre que répondre aux besoins en infrastructures publiques de recharge pour les VUL coûterait 17,7 G$ d’ici 2040. La plupart de ces coûts proviennent de l’installation de bornes de recharge rapide, alors qu’elles représentent moins de 10 % de l’ensemble des bornes publiques.

2.6 Autres scénarios pour les besoins de recharge des VUL

Nous avons effectué une analyse de sensibilité afin d’évaluer l’impact de la variation des hypothèses clés sur le nombre de ports publics nécessaires pour les VUL. Cette section présente les impacts individuels des changements d’hypothèses sur le nombre de ports et explore différents scénarios possibles, illustrant l’éventail des possibilités qui peuvent se présenter en réponse à l’évolution des conditions dans l’écosystème de la recharge des VE.

2.6.1 Analyse de sensibilité

Nous avons effectué une analyse de sensibilité sur cinq données clés de la modélisation :

1. Accès à la recharge à domicile (voir le Tableau 2 pour une description détaillée).
2. Taux d’utilisation des ports de BRCC.
3. Puissance de charge effective des ports de BRCC.
4. Kilomètres parcourus par un véhicule, par jour.
5. Fiabilité du réseau.

Les scénarios et leurs descriptions sont présentés dans le Tableau 14 et le Tableau 15 décrit l’impact sur le nombre de ports nécessaires d’ici 2040 pour chaque scénario modélisé. Les résultats sont présentés par rapport au scénario de référence (accès élevé à la recharge à domicile).

Le scénario de faible accès à des bornes de recharge à domicile suppose que le gouvernement fédéral et les provinces n’adoptent généralement pas d’exigences en matière de préparation aux VE pour les nouvelles constructions, et que peu d’efforts sont faits pour améliorer le stock résidentiel existant afin d’accroître l’accès à des bornes de recharge à domicile. Il en résulte une plus grande dépendance à l’égard de la recharge publique, en particulier pour les propriétaires de VE vivant dans des bâtiments multifamiliaux. D’ici 2035, l’impact sur le nombre de ports est relativement limité, augmentant les besoins de 55 000 ports (+12 %), car notre scénario de référence suppose que les politiques ciblant l’accès à la recharge à domicile commencent à prendre effet après 2030. Toutefois, en 2040, l’impact est plus important et se traduit par un besoin accru de 117 000 ports publics (+17 %). Nous pensons que l’impact de cette sensibilité augmentera jusqu’en 2050, car une plus grande partie des conducteurs de VE résident dans des bâtiments multifamiliaux, une fois que l’ensemble du parc de VUL sera passé aux VE.

Le scénario du taux d’utilisation plus élevé des ports de BRCC suppose que les taux d’utilisation sont à peu près doublés par rapport à notre scénario de référence. Cela refléterait un scénario dans lequel une plus grande partie des bornes de recharge publiques seraient rentables, suscitant un plus grand intérêt d’investissement de la part du secteur privé. Cependant, des taux d’utilisation plus élevés reflètent une plus grande probabilité d’encombrement des bornes de recharge, ce qui augmente le risque de frustration des conducteurs de VE en raison des files d’attente. Ce scénario a un impact relativement faible sur le nombre total de ports publics puisqu’il ne concerne que les BRCC, qui représentent une faible part du nombre total de ports. Cependant, l’impact sur les besoins en BRCC (et les coûts d’installation associés) est important, réduisant les besoins de 18 800 (-40 %) pour 2040.

Les scénarios de puissance plus élevée et de puissance plus faible des BRCC portent sur la capacité des ports de recharge rapide. Dans le scénario élevé, l’adoption accrue de bornes de recharge de plus grande puissance (350 kW et plus) et l’augmentation du nombre de VE supportant de tels niveaux de puissance augmenteraient la capacité installée générale et la puissance effective moyenne des BRCC. Inversement, le scénario faible suppose une installation de BRCC conforme à la capacité de déploiement actuelle. La puissance des bornes de recharge est inversement proportionnelle au temps nécessaire pour fournir une quantité donnée d’énergie, et donc directement liée au nombre de ports nécessaires pour satisfaire la demande de recharge.

Le scénario de réduction des déplacements quotidiens prévoit une diminution de 25 % des distances parcourues en voiture à l’échelle nationale, reflétant un avenir où les besoins de déplacement sont de plus en plus satisfaits par les transports en commun et les transports actifs, où la dépendance à l’égard des véhicules privés diminue, et où les gens conduisent moins en raison de l’impact continu des dispositions relatives au travail à domicile ou d’un développement plus compact des collectivités. Ce scénario a l’impact le plus important sur les besoins en infrastructures, réduisant le nombre de ports publics requis de 168 300 (-25 %) d’ici 2040. Ces résultats mettent en évidence l’interconnexion importante des politiques d’électrification et des investissements dans d’autres domaines de la mobilité durable et de l’utilisation des terres.

Notre scénario de référence prévoit une fiabilité du réseau de 97 % d’ici 2025 et de 98 % par la suite. Cette hypothèse est conforme aux exigences des normes nationales relatives à l’infrastructure des véhicules électriques (NEVI), qui prévoient un temps de fonctionnement des ports de 97 %^{Note de bas de page 54}. Toutefois, comme la fiabilité actuelle des ports CA et CC est inférieure à ce chiffre (90 %), nous avons modélisé un scénario dans lequel le temps de fonctionnement n’atteint que 95 %, ce qui augmenterait les besoins en ports de 2 à 3 % par rapport à la situation de référence. Même si, d’après certaines observations, cela représenterait une amélioration par rapport aux niveaux de fiabilité actuels, nous supposons que le gouvernement fédéral et d’autres intervenants prendront des mesures pour résoudre directement les problèmes de fiabilité, plutôt que de laisser entendre que des niveaux de fiabilité inférieurs seraient acceptables si nous prévoyons un surplus de ports de recharge. À titre de référence, l’analyse du NREL sur les besoins de recharge aux États-Unis suppose un temps de fonctionnement de 100 %.

Dans l’ensemble, ces résultats indiquent que la réduction des distances de conduite et l’accès plus limité à la recharge à domicile ont les effets les plus importants sur les besoins en infrastructures de recharge. La réduction des distances de conduite diminue la demande de ports de N2 et de BRCC, réduisant ainsi de manière importante les besoins totaux en ports publics, tandis que la diminution de l’accès à la recharge à domicile augmente le besoin de recharge publique, particulièrement sur le long terme.

2.6.2 Analyse des voies

La deuxième étape de cette analyse a consisté à combiner certains des scénarios de sensibilité individuels afin d’explorer un éventail de résultats possibles de l’évolution des conditions de l’écosystème de la recharge. Pour ce faire, nous avons créé cinq voies supplémentaires en combinant les scénarios utilisés dans l’analyse de sensibilité, comme le montre le Tableau 16.

Remarque : les cellules vides signifient que l’hypothèse de référence a été utilisée.

La Figure 11 et la Figure 12 montrent que les besoins en matière de recharge selon les différentes voies varient le plus fortement en fonction du nombre de ports de BRCC requis, étant donné que la plupart des scénarios ont une incidence particulière sur les exigences en matière de ports de BRCC. Dans l’ensemble, notre évaluation montre que les besoins en ports publics pourraient varier de 500 000 à plus de 830 000 d’ici 2040 (par rapport à notre scénario de référence de 678 000) en fonction des différentes évolutions du marché et des conditions politiques représentées par les voies. Pour les BRCC, les besoins varient de 20 000 à 70 000 ports, notre scénario de référence se situant à 47 400 ports en 2040.

La différence entre ces scénarios est importante et souligne la nécessité de mesures complémentaires (par exemple, accroître l’accès à la recharge à domicile, réduire la distance de conduite) pour gérer l’ampleur du défi de la recharge des VE. Ces voies montrent également qu’il existe une grande incertitude dans la prévision des besoins en infrastructures de recharge jusqu’en 2040. De nombreux facteurs tels que l’accès à la recharge à domicile, le taux d’utilisation, les capacités de recharge (puissance de recharge, fiabilité, recharge bidirectionnelle, etc.) et les changements de comportement (déplacements quotidiens, possession d’une voiture, covoiturage, etc.) pourraient avoir un impact important sur le nombre de ports nécessaires. Il faudra donc surveiller le déploiement de l’infrastructure et évaluer régulièrement les besoins en matière de recharge afin de garantir la disponibilité d’une infrastructure de recharge publique suffisante et de soutenir l’adoption de véhicules à zéro émission.

Chapitre trois

3. Besoins en matière de recharge pour les véhicules moyens et lourds (VML)

Le Plan de réduction des émissions 2022 du Canada fixe des objectifs de ventes sans émissions pour les nouveaux VML à 35 % d’ici 2030 et à 100 % d’ici 2040 (dans la mesure du possible)^{Note de bas de page 55}. Cependant, alors que le déploiement des VUL à zéro émission a considérablement augmenté au Canada, les VML ne connaissent pas encore un taux d’adoption similaire. Une meilleure compréhension des besoins en matière d’infrastructures de recharge et de ravitaillement et des moyens de les mettre en place est nécessaire pour favoriser le déploiement des VML à zéro émission, y compris les véhicules électriques à batterie et les véhicules à hydrogène.

Dans notre scénario de référence, tous les VML à zéro émission sont supposés être des véhicules électriques à batterie (VEB) en raison de leur plus grande maturité technologique et de leur meilleur rendement économique par rapport aux camions à hydrogène dans tous les segments de VML^{Note de bas de page 56}. ICCT a effectué une analyse pour déterminer les besoins en infrastructure de recharge pour le parc croissant de véhicules électriques à batterie (VEB) jusqu’en 2040, y compris le nombre de ports de recharge et les coûts associés, ainsi que les exigences en matière d’énergie et de puissance du réseau. Nous effectuons également une analyse de sensibilité pour évaluer dans quelle mesure les besoins de recharge des VEB seraient réduits si les véhicules fonctionnant à l’hydrogène devaient connaître un essor important sur le marché en raison de la baisse des prix de l’hydrogène (section 3.5.1).

La plus grande diversité des types de VML et des profils d’utilisation par rapport aux VUL personnels souligne la nécessité d’une évaluation plus détaillée des besoins en matière de recharge et d’énergie. Dans le même temps, les difficultés liées à l’accès limité à la recharge à domicile et aux préférences en matière de recharge dans les lieux publics sont moins importantes que pour les VUL, une grande partie des parcs s’appuyant sur des modèles de retour au point de départ. Cela dit, certains cas d’utilisation des VML, en particulier les camions longue distance, dépendent de la disponibilité d’infrastructures de recharge « publiques » (commerciales partagées) conçues pour les véhicules de plus grande taille, et il s’agira d’un aspect essentiel d’une évaluation complète des besoins en matière de recharge des VML. Les VML ont des besoins énergétiques plus importants que les VUL et sont généralement soumis à des contraintes opérationnelles qui limitent largement le temps disponible pour la recharge. Par conséquent, les VML se rechargent généralement à des puissances beaucoup plus élevées, ce qui les rend plus dépendants des réseaux électriques et peut entraîner des besoins importants de modernisation.

Notre évaluation des besoins en matière de recharge pour les VML a généralement suivi une approche similaire à celle des véhicules utilitaires légers, bien qu’en utilisant un modèle autonome, inspiré d’une analyse précédente d’ICCT^{Note de bas de page 57}.

3.1 Aperçu de l’approche de modélisation

Comme le montre la Figure 13, notre approche de modélisation pour générer des estimations annuelles des besoins en infrastructures de recharge, des besoins en puissance installée et des dépenses d’investissement prévues pour le déploiement des bornes de recharge a comporté quatre étapes clés.

La première étape de l’analyse a consisté à estimer la population annuelle de VML à zéro émission jusqu’en 2040. Comme le montre la Figure 14, les données sur la population des VML proviennent de Statistique Canada et sont réparties en deux catégories de camions (camions moyens et lourds) et trois catégories d’autobus (autobus scolaires, autobus de transport en commun et autres autobus). Parmi ces cinq catégories, les camions moyens représentent la plus grande partie des VML en circulation, avec environ 1,7 million de véhicules, soit 74 % du parc. Avec un peu plus de 500 000 véhicules, les poids lourds constituent le deuxième segment le plus important et représentent 22 % du parc de VML. Ensemble, les trois catégories d’autobus comprennent un peu plus de 90 000 véhicules, soit 4 % des VML.

Le bas de la Figure 14 montre les catégories de véhicules utilisées dans cette étude. À partir des chiffres de Statistique Canada, nous avons segmenté le parc de VML en sept catégories de camions et quatre catégories d’autobus sur la base de la répartition des populations de camions et d’autobus dans le simulateur d’émissions des véhicules à moteur (MOVES) de l’Agence de protection de l’environnement des États-Unis (voir le Tableau 17).

Avec ces chiffres de population de référence, la deuxième étape clé de l’analyse a consisté à établir des estimations pour le déploiement de véhicules à zéro émission au fil du temps, sur la base de l’hypothèse directrice selon laquelle toutes les ventes de VML seront à zéro émission d’ici 2040. Comme décrit plus en détail dans la section 3.2, nous avons établi des estimations des ventes et des stocks de VZE pour chacune des 11 catégories de VML. Dans la troisième étape, nous avons utilisé les taux moyens de consommation d’énergie par véhicule (kWh/km) et les estimations de la conduite annuelle (kilomètres-véhicules parcourus ou KVP) pour dériver les besoins annuels en électricité par type de véhicule.

Quatrièmement, nous avons estimé le nombre de bornes de recharge et de ports^{Note de bas de page 59} à l’échelle provinciale (en les additionnant pour obtenir une estimation nationale) en nous basant sur des hypothèses concernant l’endroit où les véhicules se rechargent (c’est-à-dire dans des installations publiques ou privées) et la façon dont les demandes d’énergie sont satisfaites avec les différentes puissances des bornes de recharge (voir la section 3.4). Avec cette estimation du nombre de ports par puissance, nous avons également déterminé la capacité totale installée et les besoins du réseau.

Enfin, nous avons supposé des coûts d’équipement et d’installation pour chaque puissance de borne de recharge afin de déterminer les dépenses en capital annuelles estimées nécessaires pour déployer le réseau de recharge à l’échelle nationale, ce qui inclut les coûts de connexion au réseau, mais pas les mises à niveau nécessaires du réseau telles que la construction de sous-stations supplémentaires, de transformateurs et de lignes de distribution et de transport.

Pour cette étude, nous avons utilisé une approche du déploiement de l’infrastructure basée sur la couverture. Dans cette approche, nous supposons une répartition égale des ports entre tous les sites de recharge, ainsi qu’un nombre minimum de ports par site. Au-delà de ce nombre minimum de ports par site, le nombre de ports est supposé augmenter avec la demande d’énergie et de manière uniforme sur tous les sites pendant toute la période de prévision. Comme ces estimations de modélisation sont réalisées à l’échelle provinciale, nous ne prenons pas en compte les besoins ou les coûts d’infrastructure pour une ville, un couloir ou un site de recharge particulier.

3.2 Prévisions des stocks de VML à zéro émission

La segmentation des VML dans cette analyse est basée sur les catégories du modèle MOVES^{Note de bas de page 60}. Les modifications que nous avons apportées au parc de VML du Canada sont décrites dans le Tableau 17 (une description détaillée est fournie dans l’Annexe C). Le pourcentage de VZE vendus au fil du temps est basé sur l’annonce faite par le gouvernement fédéral dans son plan de réduction des émissions de mars 2022, selon laquelle toutes les nouvelles ventes de VML, dans la mesure du possible, ne produiront aucune émission d’ici 2040.

Nous avons défini trois scénarios d’adoption des VZE qui représentent des attentes différentes quant au moment où un objectif intermédiaire de 35 % de ventes de VZE (c’est-à-dire que 35 % de toutes les ventes de VML sont à zéro émission) sera atteint. Les trois scénarios atteignent 100 % des ventes de VZE dans toutes les catégories de VML d’ici 2040. Il convient de noter que l’objectif fédéral est de 100 % des ventes « pour un sous-ensemble de types de véhicules en fonction de la faisabilité ». À ce titre, nos prévisions doivent être considérées comme une fourchette supérieure pour l’adoption des VZE. Ces trois scénarios sont les suivants :

• Scénario de référence politique : Les ventes de VZE représentent 35 % de toutes les catégories de véhicules d’ici 2030 et 100 % d’ici 2040.
• Scénario d’adoption rapide : l’objectif de 35 % de ventes de VZE est atteint en 2028; 100 % en 2040.
• Scénario d’adoption lente : l’objectif de 35 % de ventes de VZE est atteint en 2032; 100 % en 2040.

La Figure 15 est une représentation graphique de ces trois scénarios. Nous supposons un taux de mise à la casse des VZE de 0 % en raison du manque de données sur la durée de vie normale des VZE-VML, c’est-à-dire que nous supposons que tous les VZE restent dans le parc au fil du temps. Les véhicules les plus anciens de l’analyse auront donc 17 ans (les véhicules de 2023 en 2040), tandis que la plupart des véhicules seront plus récents.

La Figure 16 illustre les ventes totales de VML et les hypothèses de ventes de VZE pour le scénario de référence politique. Tous les VZE sont supposés être des véhicules électriques à batterie. La croissance des ventes de VML est modélisée pour s’aligner sur la croissance du PIB du Canada de 2023 à 2040^{Note de bas de page 61}. Les estimations des ventes et des stocks pour le parc de VML du Canada sont incluses dans l’Annexe C.

La Figure 17 illustre l’augmentation du stock de VML à zéro émission, ainsi que la part croissante du parc constitué de VZE. Encore une fois, tous les VZE sont supposés être des VEB. Le stock de VML augmente à un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 2,1 % entre 2023 et 2040. La Figure 17 présente également la répartition par catégorie de véhicules du parc de VZE, qui montre la prévalence importante des véhicules des catégories 2 b et 3 dans la population de véhicules. Dans le scénario de référence politique, le nombre de VML à zéro émission au Canada passe d’environ 11 700 en 2023 à 414 000 en 2030, et à près de 2,4 millions en 2040.

3.3 Demande d’énergie des VML

Nous avons obtenu des estimations de la consommation quotidienne d’énergie pour chaque catégorie de véhicules. La Comprehensive Energy Use Database (CEUD) présente les kilomètres parcourus annuellement par catégorie de véhicule, les chiffres de 2019 étant présentés à l’annexe C pour chaque province, ainsi qu’un chiffre national^{Note de bas de page 62}. Bien que les données de 2020 soient accessibles, nous avons choisi 2019 comme ensemble de données plus représentatif étant donné l’activité économique limitée en 2020 en raison de la pandémie de COVID-19. L’activité des véhicules est supposée rester constante dans le temps. Nous avons mis en correspondance les catégories de véhicules de la CEUD (camions moyens, camions lourds, autobus scolaires, autobus de transport en commun et autobus interurbains) avec les sept segments de camions et les quatre segments d’autobus utilisés dans cette étude (comme décrit dans la section 3.1) et nous avons attribué des estimations d’activité journalière (km), en supposant que les VML sont utilisés entre 260 et 300 jours par an. L’annexe C présente les hypothèses de conduite journalière par province et par classification des véhicules pour les catégories CEUD et les 11 segments de VML utilisés dans cette analyse. La Figure 18 montre l’augmentation de la demande d’énergie par catégorie de véhicules. En raison de leur intensité énergétique plus élevée, les véhicules non 2 b-3 représentent une part disproportionnée de la consommation totale d’énergie par rapport à leur part de population.

3.4 Comportement de recharge des VML

3.4.1 Recharge publique et privée

Les parcs de VML peuvent se recharger sur des sites privés ou publics, et avec différentes puissances, en fonction des contraintes d’exploitation. En raison de leurs besoins énergétiques plus élevés que ceux des véhicules utilitaires légers, les VML s’appuieront exclusivement sur la recharge rapide en courant continu dans la grande majorité des cas. Le système de charge combiné (CCS) peut fournir jusqu’à 350 kW de puissance nominale. Le système de charge mégawatt (MCS), qui devrait être commercialisé en 2027, peut fournir jusqu’à 3,75 MW de puissance nominale. Les évolutions actuelles suggèrent que les premières bornes de recharge MCS déployées en Amérique du Nord fourniront d’abord jusqu’à 1,2 MW, et qu’elles pourraient rapidement passer à 2 MW.

La recharge de nuit au parc de véhicules est généralement considérée comme la solution la plus économique et la moins contraignante pour les segments de VML qui reviennent au point de départ, car une puissance de recharge plus faible est généralement associée à des coûts moindres, et la flexibilité de la recharge au parc de véhicules permet des techniques de recharge gérées telles que la recharge intelligente. Certains segments, comme les camions longue distance, ne retournent pas au parc de véhicules tous les jours et ne peuvent compter que sur la recharge publique. Les bornes de recharge publiques de nuit pour ces véhicules sont susceptibles de se matérialiser, afin de répondre aux contraintes opérationnelles des parcs de véhicules et de permettre aux camionneurs longue distance d’accéder à de l’énergie à bas prix. La recharge de nuit peut se faire à différentes puissances, en fonction des besoins énergétiques du véhicule et des contraintes opérationnelles du parc. Dans cette étude, les bornes de recharge de nuit dans les parcs de véhicules sont supposées avoir une puissance standard de 50 kW. Les bornes de recharge de nuit situées dans des lieux publics sont supposées être principalement conçues pour les camions longue distance, dont les besoins énergétiques sont plus élevés, et sont donc fixées à 100 kW.

La quantité d’énergie rechargée pendant la nuit au parc est limitée par la capacité de la batterie et n’est pas toujours suffisante pour satisfaire la consommation quotidienne d’énergie du véhicule. L’énergie restante est fournie par une recharge automatique avec des bornes de recharge « rapides » (CCS, 350 kW) et des bornes de recharge « ultrarapides » (MCS, 2 MW) lorsqu’elles sont disponibles. La recharge automatique a lieu pendant les pauses de la journée, soit à des stations de recharge publiques sur les autoroutes, soit dans les sites de destination tels que les entrepôts et les centres intermodaux comme les ports. La recharge automatique est généralement plus contraignante et offre moins de possibilités de gestion de la recharge. Les recharges sont supposées durer 30 minutes avec les bornes de recharge CCS et MCS.

Nous avons formulé des hypothèses sur le comportement en matière de recharge en répartissant la demande totale d’énergie de chaque segment de VML par type de borne de recharge et par emplacement public ou privé, sur la base d’une analyse antérieure d’ICCT, comme indiqué dans le Tableau 18^{Note de bas de page 63} Ces hypothèses reflètent notre compréhension des préférences des parcs de véhicules et des contraintes opérationnelles pour chaque segment.

En multipliant les pourcentages indiqués par le Tableau 18 de la consommation d’énergie journalière (Figure 18), on obtient la répartition de l’énergie fournie par les trois puissances de recharge pour les stations privées et publiques, comme indiqué dans la Figure 19.

En tenant compte d’hypothèses sur le temps de recharge moyen pour chaque type de borne de recharge et sur le débit des bornes de recharge, nous avons obtenu la répartition des bornes installées par type, indiquée dans le Tableau 19.

3.4.2 Comptes des ports et des sites

Nous avons estimé le nombre de sites de recharge nécessaires en fonction de la longueur des autoroutes et des routes, conformément aux Stocks d’actifs routiers de propriété publique d’Infrastructure Canada^{Note de bas de page 64}. Pour assurer une couverture nationale, nous avons supposé un espacement constant de 80 km entre deux sites pour les autoroutes (y compris les autoroutes rurales) et de 320 km entre deux sites pour toutes les autres routes^{Note de bas de page 65}. Le nombre de sites de recharge est ainsi fixé pour 2023 et reste constant tout au long de la période d’étude. Le Tableau 20 indique le nombre de sites de recharge des autoroutes, des routes rurales et des routes par province.

Nous avons supposé que seuls les sites de recharge publics situés sur les autoroutes et les routes rurales étaient concernés, car une grande partie du trafic sur ces corridors est constituée de véhicules de transport de marchandises sur de longues distances qui ne retournent pas quotidiennement à un parc de véhicules, ou de véhicules de livraison régionaux qui ont besoin d’une recharge rapide. Le réseau routier accueillerait principalement des sites de recharge privés, généralement des parcs de véhicules et des sites de destination tels que les entrepôts des clients, pour les véhicules de livraison urbains et régionaux, ainsi que pour les autobus. Les hypothèses relatives à la répartition des sites de recharge sont présentées ci-dessous :

• 100 % des sites d’autoroute sont publiques.
• 100 % des sites de routes rurales sont publics.
• 25 % des sites routiers sont publics.
• 75 % des sites routiers sont privés.

Le nombre de bornes de recharge nécessaires en 2023 est évalué en fonction du nombre de sites et du nombre minimum requis de bornes par site :

• Autoroutes : minimum de 4 ports par site
• Autoroutes rurales : 2 ports par site
• Routes (privées et publiques) : 4 ports par site

Cela permet de garantir la disponibilité d’une infrastructure de recharge pour les VML dans toutes les provinces au cours des premières années de développement du marché.

Les années suivantes, l’augmentation du nombre de ports est calculée sur la base de la consommation d’énergie quotidienne totale du parc de VEB sur les sites privés et publics, et du débit d’énergie typique pour les différents types de bornes de recharge. Notre analyse a révélé que l’utilisation quotidienne moyenne de chaque catégorie de véhicules est inférieure à la fourchette implicite^{Note de bas de page 66}. L’utilisation varie considérablement selon le type de véhicule, de 27 % pour les « autres autobus (6 et 8) » à 90 % pour les « camions tracteurs longue distance ». En moyenne, pour tous les types de véhicules, l’énergie quotidienne requise est de 78 kWh (par rapport à une batterie moyenne de 179 kWh), ce qui signifie que dans la plupart des cas, la batterie n’est pas épuisée à la fin de la journée et qu’une charge partielle suffit. Nous constatons qu’une borne de recharge de nuit d’une puissance moyenne de 50 kW est suffisante pour réapprovisionner les batteries des VML, en supposant une fenêtre de recharge de huit heures.

L’annexe C présente les besoins énergétiques par port pour les valeurs de débit dans les ports publics et privés, sur la base de notre constatation qu’un véhicule donné n’a besoin que d’une charge partielle à la fin de chaque journée, et de notre hypothèse d’une puissance moyenne de 50 kW pour la borne de recharge de nuit. Les hypothèses de débit représentent les véhicules par port pour une recharge partielle, mais une mesure est également indiquée pour un débit équivalent à une recharge complète^{Note de bas de page 67}.

Les besoins en énergie par port et les hypothèses de coûts d’investissement sont indiqués dans le Tableau 21 ci-dessous. Les coûts en capital comprennent les coûts d’équipement, d’installation et de main-d’œuvre^{Note de bas de page 68}.

3.5 Résultats : Besoins en recharge des VML

D’ici 2040, lorsque le Canada aura pour objectif que 100 % des ventes de VML soient à zéro émission (pour un sous-ensemble de types de véhicules lorsque c’est possible), nous estimons, dans le cadre de notre scénario de référence politique, qu’il faudra 275 000 bornes de recharge publiques au Canada pour répondre aux besoins du secteur des VML (Figure 20), et un total de 1,42 million de bornes publiques et privées. Cela se traduit par un rapport de 1,7 VEB pour chaque port, et de 8,6 VEB par port public. Le nombre total de ports nécessaires varie entre un minimum de 1,26 million (selon le scénario d’adoption lente) et un maximum de 1,67 million (selon le scénario d’adoption rapide).

Le déploiement de cette infrastructure de recharge des VML d’ici 2040 nécessitera des investissements cumulés d’environ 152 G$ (fourchette : 135 à 180 G$). Sur ce total, nous estimons que l’infrastructure de recharge publique nécessitera des investissements de 40 à 56 G$ au cours des 15 prochaines années, tandis que l’infrastructure de recharge privée ou de parc de véhicules nécessitera 94 à 124 G$ supplémentaires. Le Tableau 22 résume les résultats du scénario de référence des VML (voir l’annexe C pour les résultats des autres scénarios). Les coûts en capital annuels pour déployer l’infrastructure de recharge publique devraient passer de 340 M$ en 2025 à 1,7 G$ en 2030, pour finalement atteindre 6,4 G$ en 2040 (selon notre scénario de référence politique).

Remarque : nous supposons des valeurs moyennes de puissance de 50 kW pour la recharge de nuit, de 350 kW pour la recharge rapide et de 2 MW pour la recharge ultra-rapide.

Plusieurs points sont à noter dans ces résultats :

• Une croissance rapide du marché des VML électriques est attendue après 2030 : La hausse de l’adoption des VEB est progressive, l’essentiel de la croissance se produisant après 2030. Par exemple, le nombre annuel d’installations de ports publics (selon le scénario de référence politique) passe d’environ 2 000 en 2025 à 10 000 en 2030, pour atteindre 38 000 en 2040. Les installations privées et les parcs de véhicules suivent une trajectoire similaire, passant de 17 000 en 2025 à 50 000 en 2030, puis à 143 000 par an d’ici 2040. Plus de 80 % des ports de VML devraient être des bornes de recharge de nuit, moins coûteuses à installer et nécessitant moins d’énergie que les ports rapides ou ultra-rapides. Cependant, les projets d’infrastructure peuvent entraîner de longs délais de mise en œuvre, en particulier lorsque des modernisations du réseau sont nécessaires. Les gouvernements, les propriétaires de parcs de véhicules, les opérateurs de points de recharge et les autres intervenants devraient commencer à planifier dès aujourd’hui les investissements attendus et les impacts connexes de cette nouvelle infrastructure de recharge.
• Une grande incertitude demeure quant aux modes de recharge qui seront dominants pour les différents segments du marché des VML. Cette incertitude a une incidence sur les paramètres de modélisation tels que la puissance des ports, l’utilisation de l’infrastructure et la recharge des réseaux électriques. Par conséquent, les chiffres présentés dans ce type d’analyse sont utiles pour fournir une échelle d’évaluation des investissements nécessaires au déploiement de l’infrastructure de recharge, ainsi que pour orienter ces investissements en priorité vers certains types de recharge. Cependant, à des fins de planification des capacités, il est important que les fournisseurs d’électricité s’engagent avec les parcs de VML opérant dans leurs zones de service afin d’obtenir une idée plus précise et plus détaillée des charges qu’elles peuvent attendre de la recharge des VML.
• Les coûts d’investissement pour le déploiement de l’infrastructure de recharge s’étalent sur près de deux décennies : Bien que les chiffres principaux des coûts en capital soient importants, ils devraient également augmenter lentement à court terme et plus rapidement après 2030, ce qui correspond à la croissance du parc de VML à zéro émission. Pour les infrastructures publiques de VML, qui représentent environ un tiers du total des investissements, nous estimons que les investissements annuels devront atteindre environ 1,7 G$ d’ici 2030 et plus de 6 G$ d’ici 2040 afin d’atteindre l’extrémité supérieure de l’objectif de VML du gouvernement fédéral (100 % des ventes d’ici 2040 lorsque cela est possible). Environ 84 % de ces investissements soutiendront le déploiement de bornes de recharge publiques le long des autoroutes (y compris les autoroutes rurales), tandis que les 16 % restants iront à des bornes de recharge publiques sur les routes.
• L’accès à la recharge privée sera essentiel pour permettre l’adoption de VML à zéro émission : Pour de nombreux exploitants de camions et d’autobus commerciaux, la recharge de nuit au parc de véhicules sera plus importante que la recharge publique rapide ou ultra-rapide sur route. Plus particulièrement, les parcs d’autobus ne devraient compter que sur la recharge au parc de véhicules. Au-delà du financement des bornes de recharge publiques des VML, les gouvernements doivent également trouver des moyens de débloquer des capitaux importants (4,7 G$ par an en 2030 et jusqu’à 12,7 G$ par an en 2040) pour permettre aux opérateurs de VML d’installer des capacités de recharge dans leurs parcs de véhicules.

3.5.1 Scénarios de coût de l’hydrogène

L’analyse d’ICCT suggère que les véhicules électriques à batterie sont susceptibles d’offrir la solution la plus rentable et la plus réalisable pour parvenir à zéro émission pour la plupart des types et des scénarios de VML. La technologie des véhicules électriques à pile à hydrogène (VEPH) n’est pas encore aussi mûre et elle ne fait pas l’objet d’une analyse de rentabilité favorable en raison de sa faible efficacité énergétique et des coûts actuellement élevés de l’hydrogène renouvelable^{Note de bas de page 69}. Bien que d’autres formes d’hydrogène existent et soient beaucoup moins chères, comme l’hydrogène produit à partir du gaz naturel, nous ne considérons pas ces solutions comme des voies de décarbonisation viables. Par conséquent, notre analyse s’est concentrée sur les VEB comme principale voie pour décarboniser le secteur des VML au Canada.

Toutefois, les VEPH peuvent présenter certains avantages pratiques dans les segments des camions longue distance, au-delà de toute considération économique, car ces véhicules ont une plus grande autonomie et un meilleur rendement dans les climats plus froids que les VEB. Nous avons donc examiné l’impact qu’une certaine pénétration du marché des camions à hydrogène aurait sur le parc de VEB et la diminution de la demande d’électricité qui en résulterait du fait de la réduction des besoins de recharge. Nous avons évalué comment une baisse des coûts de l’hydrogène pourrait conduire à une plus grande pénétration du marché des camions à hydrogène.

Pour notre analyse primaire, nous avons supposé un coût nivelé de l’hydrogène renouvelable (y compris les coûts de ravitaillement) de 9 dollars canadiens par kilogramme, conformément à l’analyse précédente d’ICCT, et nous avons supposé qu’à ce coût, il n’y aurait pas d’adoption de camions à moteur à combustion interne^{Note de bas de page 70}. Nous avons également modélisé deux points de prix potentiels de 6 $/kg et 5 $/kg pour l’hydrogène renouvelable. Nous avons examiné comment ces coûts inférieurs permettraient de passer des VEB aux VEPH dans le segment des camions longue distance.

Le Tableau 23 montre que ces deux seuils de prix plus bas entraînent un taux d’attrition de 5,5 % et 15,9 % des VEB vers les VEPH pour les camions longue distance, ce qui se traduit par une réduction attendue des besoins en électricité de 246 à 715 GWh d’ici 2040. Il convient de noter que cette analyse ne tient pas compte des incidences sur la demande d’énergie de la production d’hydrogène par électrolyse.

Chapitre quatre

4. Résultats régionaux

4.1 Résultats des ports de recharge régionaux

Notre analyse fournit également une ventilation régionale des principaux résultats, offrant ainsi une plus grande précision par rapport aux précédentes évaluations réalisées à l’échelle du Canada. Nous avons étudié les exigences en matière d’infrastructure de recharge, la demande d’énergie et les coûts d’équipement dans toutes les provinces et tous les territoires pour les VUL et les VML. Nous avons également évalué les besoins de recharge des VUL pour les trois régions métropolitaines les plus densément peuplées (Toronto, Vancouver et Montréal). Le Tableau 24 ci-dessous présente un résumé des besoins en infrastructure de recharge publique par province et territoire entre 2025 et 2040. Pour une ventilation plus détaillée des résultats par type de borne de recharge, voir l’Annexe D.

Remarque : RMR est la région métropolitaine de recensement. Pour une ventilation détaillée des résultats régionaux, voir l’annexe D.

Comme le montre la Figure 21, l’infrastructure de recharge publique croît rapidement dans toutes les provinces et tous les territoires, avec une croissance modérée jusqu’en 2030 et une croissance plus rapide après 2030 (en particulier dans des provinces comme l’Ontario et l’Alberta qui n’ont pas de mandat provincial de vente de VZE et qui connaîtront donc une adoption initiale plus lente). Les besoins en infrastructures publiques de recharge sont, sans surprise, les plus importants en valeur absolue dans les régions les plus peuplées : en 2040, 85 % et 92 % des ports publics de VUL et de VML, respectivement, sont concentrés dans quatre provinces seulement : l’Ontario, le Québec, la Colombie-Britannique et l’Alberta. Au sein de ces provinces, nous constatons également une concentration de l’infrastructure de recharge dans les plus grandes régions métropolitaines de recensement, Toronto, Montréal et Vancouver représentant environ la moitié (45 à 55 %) de la demande totale de recharge en Ontario, au Québec et en C.-B., respectivement.

Nous présentons ci-dessous une comparaison des prévisions à court terme (2025 et 2030) en matière de recharge régionale des VUL avec l’infrastructure publique actuelle, en utilisant la base de données publique de RNCan sur les stations de recharge des VE^{Note de bas de page 71}. Comme le montre le Tableau 25, toutes les régions, à l’exception de l’Île-du-Prince-Édouard, devraient au moins doubler le nombre actuel de ports publics pour répondre aux besoins de recharge prévus en 2025. D’ici 2030, six provinces verraient leur nombre de ports multiplié par plus de 10 par rapport à 2023. Même les provinces qui dominent les installations de recharge publiques à ce jour, comme la Colombie-Britannique, le Québec et l’Ontario, ont encore un écart important à court terme pour répondre aux futurs besoins de recharge prévus. Nous présentons ces chiffres comme une comparaison entre la situation de référence actuelle et une trajectoire qui s’aligne sur les objectifs de vente de VE et les règlements fédéraux, plutôt que sur des objectifs provinciaux ou territoriaux particuliers.

4.2 Coûts en capital régionaux

À l’instar des différences de population entre les régions, les investissements requis pour la recharge des VE varient également considérablement d’une région à l’autre. On estime que 15,6 G$ devront être investis au Canada d’ici 2030 pour répondre aux besoins publics en matière de recharge des VUL et des VML. D’ici 2040, cet investissement cumulé pourrait dépasser 66 G$. Comme le montrent les Tableau 26 et Figure 22, la majeure partie de ce total est répartie entre quatre provinces : l’Ontario (45 %), le Québec (20 %), l’Alberta (14 %) et la Colombie-Britannique, ainsi que les territoires (9 %). Le reste est réparti entre les autres provinces.

Chapitre cinq

5. Évaluation des incidences sur le réseau

Outre le fait qu’il a permis de mieux comprendre le nombre et les types d’infrastructures de recharge nécessaires pour soutenir les taux d’adoption ciblés des VE au Canada, ce projet a également permis d’estimer l’impact des VE sur le réseau électrique. L’électrification des transports représente un transfert important de la demande d’énergie des combustibles fossiles vers le secteur de l’électricité et il sera essentiel d’anticiper la croissance de la charge associée à cette transition et de comprendre ce que les services publics à travers le Canada devront faire pour répondre à cette nouvelle demande.

Il est difficile d’estimer la croissance future de la charge des VE et les investissements probables nécessaires pour répondre à cette charge, et cette analyse à l’échelle nationale est nécessairement approximative. En fin de compte, les services publics du Canada sont responsables de la prévision de la demande sur leurs systèmes et de la planification de leurs investissements en conséquence. Les services publics individuels sont en mesure de procéder à une évaluation minutieuse de la répartition géographique des charges des VE sur leur territoire de service et de superposer les résultats à la capacité de leur infrastructure existante : c’est un exercice que de nombreux services publics canadiens ont déjà entrepris.

Outre les incertitudes liées à la répartition géographique des VE, il existe également des incertitudes liées à plusieurs transformations parallèles entreprises par le secteur de l’électricité, notamment la décarbonisation du réseau, l’électrification des bâtiments et le déploiement de ressources énergétiques distribuées (RED). Les VE peuvent potentiellement jouer un rôle important en tant que RED, en apportant une flexibilité précieuse au réseau grâce à la gestion de la charge des VE, et même en tirant parti du stockage d’énergie intégré pour soutenir le réseau grâce à la recharge bidirectionnelle. Le succès de ces transformations dépendra des progrès technologiques, des coûts associés et de l’adoption par les consommateurs.

Face à ces incertitudes, la présente section tente de définir une série de résultats possibles concernant l’impact des VE sur le réseau et les coûts associés. Bien qu’une étude plus approfondie soit certainement justifiée, en particulier par les services publics individuels dans le cadre de leurs efforts de prévision de la charge et de planification de la capacité, notre analyse devrait contribuer à éclairer les discussions en cours à l’échelle nationale sur l’état de préparation du réseau pour les VE, et à déterminer les principaux défis et possibilités à mesure que le Canada se rapproche de ses objectifs en matière d’adoption des VZE.

5.1 Méthodologie

Notre méthodologie s’est appuyée sur les mêmes prévisions d’adoption des VE et les mêmes besoins énergétiques que ceux utilisés pour évaluer les besoins en infrastructures de recharge (voir la section 2.3 pour une description plus détaillée). Sur cette base, nous avons intégré des profils de charge horaires pour chaque type de véhicule (léger, moyen et lourd) et par type de recharge (résidentiel, public, lieu de travail, parc de véhicules) afin d’évaluer l’impact total sur le réseau pour chaque région.

Nous nous sommes engagés directement avec les services publics à travers le Canada pour comprendre comment cette croissance prévue de la charge se compare avec la capacité du réseau existant, les contraintes probables du réseau et les améliorations potentielles nécessaires, et pour formuler des hypothèses raisonnables pour les coûts de capacité de production, de transport et de distribution (généralement exprimés en $/kW de capacité).

Voici un aperçu de la méthodologie utilisée pour évaluer l’impact sur le réseau de la croissance de la charge associée aux taux d’adoption anticipés des VE (voir la Figure 23 pour un résumé visuel) :

1. Nous avons utilisé notre estimation des besoins énergétiques quotidiens moyens (kWh) définie pour l’évaluation des besoins en matière de recharge jusqu’en 2040 (voir section 2.3). Ces données ont été ventilées par type de véhicule (VUL, VUM, VL) et par type de borne de recharge/emplacement. Nous avons ajusté la température en fonction de la température quotidienne moyenne la plus basse pour chaque région en 2022 afin de tenir compte des effets des conditions météorologiques extrêmes sur l’efficacité des véhicules et la demande d’énergie.
2. Ensuite, nous avons établi des profils de charge hivernale horaires (sur une période de 24 heures) pour chaque type de véhicule et chaque lieu de recharge. Nous avons utilisé des profils de charge hivernaux pour tenir compte du fait que toutes les provinces canadiennes devraient passer de la pointe estivale à la pointe hivernale à mesure que les technologies d’électrification efficaces (telles que les VE et les pompes à chaleur) seront adoptées. Dans le cas des VE, les températures froides entraînent une augmentation de la demande générale d’énergie, des temps de recharge plus longs et une légère augmentation de la charge matinale en raison de la préparation des véhicules avant le départ, une considération essentielle pour les services publics qui connaissent des pics de consommation le matin.
3. Il en résulte une demande d’énergie horaire (en kW) pour chaque type de véhicule et chaque lieu de recharge (domicile, lieux publics, lieux de travail et parcs de véhicules). Ces données ont été additionnées pour chaque province (sur la base des prévisions provinciales d’adoption de véhicules) afin de produire notre estimation de l’impact horaire cumulé de la charge des VE pendant l’hiver. Ces résultats comprennent des scénarios pour différentes saisons et différents taux de participation aux programmes de recharge intelligente. Plus précisément, nous avons produit des estimations de l’impact sur la charge pour les scénarios de recharge gérée et non gérée afin de montrer les avantages potentiels de la recharge gérée.
4. Estimer les coûts de capacité des services publics: Nous avons ensuite estimé le coût probable de l’amélioration de la capacité des services publics sur la base des données fournies par les services publics de chaque province, dans le cadre des différents scénarios de gestion et de non-gestion établis. Il s’agit notamment d’estimations des coûts de capacité évités pour le transport et la distribution (généralement exprimés en $/kW de capacité ou en $/kW-an), une mesure couramment utilisée par les services publics pour évaluer l’impact des mesures d’électrification et de gestion de la demande. Cela a donné une bonne représentation de l’impact moyen des coûts de transport et de distribution des charges supplémentaires provenant des VE.

5.2 Résultats : Impacts sur le réseau

Notre analyse a permis de constater ce qui suit :

• La recharge à domicile est le principal facteur de la charge de pointe générale non coïncidente des VE, qui atteint son maximum la nuit et le soir, en dehors de la période de pointe du système. La recharge sur les lieux de travail et dans les lieux publics alimente la majeure partie de la demande au milieu de la journée. Cela varie d’une province à l’autre en fonction de la disponibilité de la recharge à domicile, ainsi que de la combinaison de VEB et de VHER. Nous constatons également une légère augmentation de la recharge à domicile le matin (de 7 h à 8 h), attribuée aux conducteurs de VE qui utilisent la fonction de préchauffage pour réchauffer leur voiture lorsqu’elle est connectée à leur borne de recharge. Contrairement à la plupart des recharges de VE (voir ci-dessous), il s’agit d’une charge relativement fixe qui ne peut pas être facilement gérée et qui devra être prise en compte par les fournisseurs d’électricité qui connaissent des pics de consommation le matin.
• Nous constatons une croissance constante de la demande horaire de pointe non coïncidente des VE entre 2025 et 2040, atteignant entre 8 % et 15 % de la capacité de production actuelle dans chaque province. En fonction des prévisions concernant l’adoption des VE établies par Transports Canada, la Colombie-Britannique et le Québec pourraient connaître une augmentation plus progressive de la demande de pointe, tandis que les provinces sans réglementation sur les ventes de VZE connaîtraient une croissance plus lente jusqu’en 2030, puis une croissance accélérée afin d’atteindre les objectifs réglementés par le gouvernement fédéral^{Note de bas de page 72}.
• Il existe de grandes différences entre les provinces, en fonction de la taille de la population, du stock de véhicules et du climat. Par exemple, la recharge des VE pourrait entraîner des charges de pointe hivernales coïncidentes supplémentaires de plus de 10 400 MW en Ontario, 3 100 MW au Québec et 3 800 MW en Colombie-Britannique et en Alberta en 2040. D’autres provinces connaîtront également une croissance importante par rapport à la demande actuelle.
• La recharge des VE est une charge flexible et offre des possibilités considérables d’utiliser la gestion de la charge pour minimiser les impacts sur les pics, tant sur le réseau (grâce à des tarifs de recharge de nuit peu élevés, à des programmes de réponse à la demande, etc.) et sur les bâtiments (par le biais des systèmes de gestion de l’énergie des VE). Notre modélisation, y compris les résultats cités ci-dessus, suppose un taux de participation statique de 50 % des VE personnels à une forme quelconque de programme de gestion de la charge, ce qui pourrait potentiellement réduire la demande de pointe des VE résidentiels jusqu’à 48 % pendant la période de pointe du réseau (par exemple, de 18 h à 21 h)^{Note de bas de page 73}. Le rendement réel des programmes de gestion de la charge des VE dépendra fortement d’un large éventail de facteurs, y compris les efforts de marketing, les incitatifs financiers et l’adoption de technologies habilitantes telles que la télématique des VE et les bornes de recharge à domicile connectées à un réseau. Well-designed utility programs with effective marketing and attractive financial incentives could drive higher participation levels. D’autre part, certains parcs peuvent avoir des schémas d’utilisation quotidienne qui incluent de longues distances de conduite et qui nécessitent de maximiser l’utilisation de la fenêtre de recharge de nuit, ce qui laisse peu de place à la participation à des programmes de gestion de la charge des VE.
• À l’échelle provinciale, l’impact moyen de la charge de pointe coïncidente par VE léger varie entre 0,8 kW et 1,8 kW, avec une moyenne de 1,2 kW pour l’ensemble du Canada en 2040. Ce chiffre est nettement inférieur à la puissance nominale de l’équipement de recharge habituel, en raison de l’utilisation relativement faible des bornes de recharge et de la diversité des modèles d’utilisation. Ces valeurs varient d’une région à l’autre en fonction de la composition du parc de véhicules et du climat. Il est important de noter qu’il s’agit de moyennes à l’échelle du système. À mesure que l’on se rapproche de la limite du réseau (par exemple, des lignes ou des transformateurs desservant des dizaines ou des milliers de logements), ces charges peuvent devenir moins prévisibles, avec un potentiel d’impact plus élevé dans certaines zones (telles que les quartiers comptant un grand nombre de conducteurs de VE ou les zones présentant des besoins élevés en matière de recharge de véhicules commerciaux et de VML).

Remarque : Ces courbes de charge considèrent la demande de recharge des VE séparément des autres charges (telles que le chauffage des bâtiments) et ne représentent pas un tableau complet des impacts à l’échelle du système d’une demande supplémentaire de recharge des VE. Selon les récentes prévisions de charge des VE par les services publics et d’autres études, nous pensons que la part de la recharge des VE qui a lieu pendant les périodes de pointe du système pour une région donnée se situera entre 31 % et 74 %, en fonction de la synchronisation des autres charges et de la mise en œuvre des programmes de gestion de la charge des VE.

5.3 Investissements dans la modernisation du réseau

Des investissements sont nécessaires pour doter le réseau électrique canadien de la capacité d’alimenter les futurs VE au Canada. Nous avons estimé les coûts de modernisation futurs pour trois composantes principales du réseau : la production, le transport et la distribution. Une vue d’ensemble de nos principales hypothèses pour modéliser le coût associé aux modernisations pour chacun de ces trois éléments est présentée dans le Tableau 27. Chacune de ces hypothèses devrait varier considérablement d’une région à l’autre. Nous avons donc modélisé des scénarios de coûts élevés, moyens et faibles.

Notre approche du calcul des coûts de modernisation du réseau est résumée dans la Figure 25.

En utilisant cette méthodologie, on estime à 94,3 G$ le coût des modernisations du réseau pour soutenir le nombre croissant de VE sur les routes du Canada entre 2025 et 2040 (voir la Figure 26). Cette estimation pourrait toutefois varier de 26,4 G$ dans le cas d’un scénario à faible coût à 294,2 G$ dans le cas d’un scénario à coût élevé (il convient de noter que ces coûts sont présentés en dollars canadiens réels de 2023 et ne reflètent aucune actualisation). À l’échelle du Canada, nous prévoyons qu’une grande partie des coûts de modernisation du réseau (environ les trois quarts) découlera de la modernisation du système de production. Toutefois, la répartition de ces coûts variera d’une province à l’autre, en fonction des contraintes auxquelles chaque fournisseur d’électricité est confronté dans sa région. Par exemple, les coûts de transport varieront considérablement en fonction de la longueur de la ligne de transport, ainsi que d’autres facteurs tels que le terrain local et l’opposition de la communauté.

Si la grande variation des estimations de coûts dans ces trois scénarios souligne l’incertitude qui entoure ce type d’analyse à l’échelle nationale, d’autres études portant sur des régions précis peuvent fournir un point de comparaison. Certaines études récentes ont tenté de quantifier les coûts de modernisation des réseaux de distribution attribuables à la croissance de la charge des VE :

• Une étude récente réalisée pour l’Alberta Utilities Commission a estimé que la modernisation du réseau de distribution nécessaire pour prendre en charge une population d’environ 3,5 millions de VE (tous segments de véhicules confondus) d’ici 2050 nécessiterait entre 1,7 et 2,4 G$ d’investissement, soit entre 486 et 686 $ par véhicule^{Note de bas de page 75}. Par rapport à nos estimations des coûts de distribution à l’échelle du Canada et en tenant compte d’un parc de 23 millions de VE en 2040, les résultats de l’étude de l’AUC se situent entre nos scénarios moyen (8,2 G$, 351 $ par véhicule) et élevé (19,2 G$, 822 $ par véhicule).
• Une autre étude récente réalisée pour la California Public Utilities Commission a estimé que le coût de la préparation du réseau de distribution à l’électrification d’ici 2035, y compris 15,5 millions de VE, se situait entre 11 et 77 G$^{Note de bas de page 76}. Par véhicule, le bas de cette fourchette (697 $ par véhicule) se situe entre nos scénarios moyen et élevé, tandis que le haut de la fourchette (4 970 $ par véhicule) est environ six fois plus élevé que notre scénario de coût élevé, ce qui souligne l’incertitude de ce type d’analyse, même avec une approche plus régionale.

Si ces deux études s’alignent davantage sur la fourchette supérieure de nos scénarios, nous attribuons cela, au moins en partie, au fait que l’Alberta et la Californie ont toutes deux une demande très limitée en matière de chauffage électrique. Dans de nombreuses régions du Canada, les réseaux de distribution ont été dimensionnés pour répondre aux charges de chauffage des bâtiments résidentiels, de sorte que la charge supplémentaire des VE ne représente pas une augmentation aussi importante.

Il est également important de noter que nos estimations ne sont pas censées refléter l’ensemble des investissements requis pour le réseau dans les décennies à venir, mais plutôt d’estimer la part de ces investissements qui serait attribuable à la croissance de la charge des VE. L’étude californienne, par exemple, a également pris en compte les charges liées à l’électrification des bâtiments, bien que les VE soient le principal facteur de croissance de la charge. Les services publics qui effectuent des prévisions de charge détaillées et des évaluations de la capacité du réseau doivent prendre en compte d’autres charges d’électrification, ainsi que le déploiement de ressources énergétiques distribuées telles que l’énergie solaire sur les toits, les systèmes de stockage par batterie et les charges flexibles.

Étant donné que l’adoption des VE et la mise en place de l’infrastructure de recharge ne devraient pas se faire de manière uniforme entre 2025 et 2040, les investissements annuels nécessaires dans le réseau ne seront pas uniformes. La Figure 27 indique l’investissement annuel dans le réseau nécessaire pour répondre à chaque kW de demande supplémentaire de VE. Il convient de noter que notre analyse a été réalisée par tranches de cinq ans et que ce chiffre représente donc les dépenses annuelles moyennes pour chaque période de cinq ans. En réalité, nous ne nous attendons pas à ce que ces investissements aient lieu l’année où la demande se matérialise. Cependant, il est important de souligner que les investissements devront s’intensifier au fil du temps. Dans notre scénario de coût moyen, les investissements annuels dans le réseau à l’échelle du Canada devraient passer d’environ 0,8 G$ en 2025 à 3,2 G$ en 2030, puis à 8,0 G$ en 2040. Sur la période 2025-2040, cela équivaut à une moyenne de 4,7 G$ par an.

Pour replacer ces coûts dans leur contexte, les coûts cumulés de modernisation du réseau entre 2025 et 2040 dans notre scénario moyen équivalent à environ 16 mois de dépenses en essence des conducteurs canadiens (environ 70 G$ en 2022)^{Note de bas de page 77}. À mesure que les conducteurs passeront des véhicules à moteur à combustion interne (MCI) aux VE, ces dépenses se reporteront sur l’électricité, ce qui constituera une nouvelle source de revenus pour les services publics (et, dans le cas des services publics d’État, pour les gouvernements provinciaux), ainsi qu’une source d’économies pour les consommateurs.

Réfléchir à la moyenne des coûts de modernisation du réseau par VE est également un exercice utile pour comprendre dans quelle mesure la modernisation du réseau aura un impact sur le coût total des VE. Dans un scénario de coût moyen, la modernisation du réseau s’élève en moyenne à environ 3 000 $ par VUL et 17 000 $ par VML (Figure 28), en tenant compte de la part de la charge future qui devrait provenir des VUL et des VML, respectivement. Pour les VUL, cela équivaut à environ 5 % du coût total de possession d’un VE^{Note de bas de page 78}.

Pour la plupart, les propriétaires de VE ne sont pas censés supporter l’intégralité de ce coût lors de l’achat d’un VE. Au contraire, ce coût sera probablement plus largement réparti sur la base des tarifs énergétiques. Toutefois, lorsqu’une augmentation de la demande est clairement attribuable à un seul client ou à un groupe de clients, une partie des coûts d’amélioration de la distribution peut être répercutée sur ces clients particuliers. Il est plus probable que ce soit le cas pour les parcs de véhicules commerciaux qui connaissent une augmentation de la demande liée à la recharge des parcs de véhicules. Dans les cas extrêmes, le coût des améliorations de la distribution pourrait être prohibitif et nécessiter d’envisager d’autres lieux de recharge.

5.4 État de préparation du réseau – Principaux points à retenir

L’évaluation de l’état de préparation du réseau pour les VE à l’échelle nationale est un sujet extrêmement complexe. Alors que les sections précédentes fournissent une estimation générale de la croissance potentielle de la charge et des coûts associés, nous avons également recueilli des informations précieuses par le biais d’entretiens avec 14 fournisseurs d’électricité à travers le Canada. En combinant notre analyse quantitative et les informations recueillies lors des entretiens avec les services publics, nous avons dégagé les principales conclusions suivantes concernant l’état de préparation du réseau électrique canadien pour les VE :

Les services publics du Canada prévoient déjà la croissance de la charge des VE et évaluent l’état de préparation du réseau

L’évaluation de l’état de préparation du réseau pour les VE est une tâche complexe qui nécessite une évaluation détaillée de l’adoption probable des VE dans une région donnée et une évaluation de la capacité des différents composants du réseau pour chaque fournisseur d’électricité. Bien que cette étude ait tenté d’évaluer de manière générale l’état de préparation du réseau canadien à l’échelle nationale, chacun des quatorze services publics que nous avons interrogés élabore activement des prévisions de charge pour ses propres besoins de planification de la capacité, y compris des prévisions de croissance de la charge des VE. Bien que le détail des prévisions de charge des VE varie considérablement d’un service public à l’autre, il ressort systématiquement que la proposition de règlement sur les ventes de VZE constitue un point de référence précieux pour les services publics du pays, sur lequel ils peuvent baser leurs prévisions^{Note de bas de page 79}.

Plusieurs services publics ont décrit l’utilisation d’approches prévisionnelles détaillées, telles que la modélisation de la charge des VE à l’échelle géographique, l’évaluation de la charge probable sur les composants du système de distribution (y compris les sous-stations individuelles et les lignes de distribution), l’évaluation de la capacité existante de ces composants et de leur charge de base, et le moment où ces composants devront être modernisés en raison de la croissance prévue de la charge. Ce type d’analyse détaillée permettra de dresser un tableau beaucoup plus précis des investissements nécessaires pour adapter le réseau aux VE dans l’ensemble du Canada.

La croissance de la charge liée aux VE nécessitera des investissements dans les capacités de production, de transport et de distribution

Bien que l’impact de la croissance de la charge des VE varie d’un service public à l’autre, à long terme, tous les services publics sont susceptibles d’avoir besoin d’une capacité accrue dans tous les aspects du réseau :

• La capacité de production devrait nécessiter des investissements importants dans certaines provinces canadiennes, en particulier celles qui s’attaquent au défi parallèle de la décarbonisation de la production d’électricité. Toutefois, les entreprises de services publics que nous avons interrogées ont mis en évidence quelques projets d’énergies renouvelables en cours qui contribueront à répondre à la demande future. Le coût de la production, cependant, variera considérablement d’une province à l’autre, en fonction des ressources qui fonctionneront dans leur contexte particulier et de l’évolution des coûts et de la technologie.
• Les défis et les coûts liés au transport varieront considérablement d’un bout à l’autre du pays. Bien qu’elles ne soient généralement pas considérées comme un défi à court terme, les contraintes de transport deviendront apparentes avec la progression de l’adoption des VE, et les longs délais de développement des projets de transport nécessiteront une planification avancée. Certains services publics ont souligné la complexité de l’expansion de la capacité de transport dans les zones densément peuplées en raison de l’accès limité aux terrains. D’autres fournisseurs d’électricité ont indiqué que le terrain et les longues distances étaient les principaux facteurs de coût, les régions montagneuses étant plus complexes pour le développement du transport d’électricité que les régions plus plates du pays. Le rôle du transport est susceptible d’évoluer de manière importante au cours des prochaines décennies. Le développement continu des ressources énergétiques distribuées pourrait permettre de produire davantage d’électricité à proximité des points de consommation, ce qui réduirait la nécessité de longs corridors de transport d’électricité. D’autre part, comme les réseaux de tout le pays s’orientent de plus en plus vers des sources d’électricité renouvelables variables, les interconnexions de transmission entre les régions peuvent s’adapter aux fluctuations des ressources variables dans l’une ou l’autre région. Dans tous les cas, les défis réglementaires et les longs délais des projets de transport nécessiteront une planification minutieuse.
• Les défis en matière de distribution seront centrés sur la modernisation des équipements (raccordements, dimensionnement des fils, fils secondaires, sous-stations, etc.) afin de se préparer à la croissance future de la charge. Le risque de contraintes de capacité est plus élevé pour certains transformateurs ou lignes d’alimentation lorsqu’il y a plusieurs VE dans la zone. L’importance des contraintes pesant sur le réseau de distribution varie considérablement d’un bout à l’autre du pays, notamment en fonction de la prévalence du chauffage électrique :
• Les régions qui dépendent principalement de l’électricité pour le chauffage des bâtiments (par exemple, le Québec, Terre-Neuve-et-Labrador) ont les systèmes de distribution les plus robustes, les VE représentant une charge supplémentaire moins importante. Cela signifie que le réseau de distribution sera particulièrement sollicité pendant les froides journées d’hiver, lorsque la charge des VE est la plus élevée, mais ces régions ont également la possibilité de libérer de la capacité sur le réseau de distribution grâce à l’amélioration de l’efficacité énergétique des bâtiments.
• Les régions qui dépendent actuellement des combustibles fossiles pour le chauffage des bâtiments (par exemple, l’Ontario, les Prairies, les Territoires) ont généralement moins de capacité sur le réseau de distribution, y compris les lignes d’alimentation, les transformateurs et les fils secondaires qui relient les maisons individuelles. Dans les cas où ces fils secondaires sont enfouis sous terre (par exemple, dans de nombreuses régions de l’Alberta), l’augmentation de la capacité peut représenter un défi important, d’où l’importance accrue des approches de gestion de la charge pour optimiser la recharge des VE.

Bien qu’elle ne représente qu’une part relativement faible de la croissance totale de la charge, la recharge publique peut présenter des défis importants pour la distribution sur des sites particuliers, notamment les centres de recharge rapide à ports multiples. Ces défis pourraient être exacerbés dans un scénario où l’accès à la recharge à domicile est faible et où l’on dépend davantage de la recharge publique comme substitut, en particulier compte tenu de la flexibilité limitée de la recharge publique par rapport à la recharge à domicile de nuit pour ce qui est de la gestion de la charge. En fin de compte, le coût de l’acheminement de l’électricité vers un lieu donné peut varier considérablement, au point que certains lieux de recharge sont susceptibles d’être optimisés en fonction de la capacité de distribution existante. Il peut être particulièrement difficile de mettre en place des centres de recharge rapide dans les régions nordiques et éloignées du pays (par exemple, nous avons interrogé un territoire qui a limité les sites de recharge des corridors routiers à des ports de BRCC uniques de 50 kW en raison de contraintes liées au réseau). Cela dit, l’utilisation relativement faible attendue dans ce type d’endroits peut ouvrir des possibilités d’exploiter les systèmes de stockage de batteries stationnaires de manière à ce que des bornes de recharge plus puissantes puissent être alimentées par une connexion au réseau relativement limitée.

Les services publics de l’ensemble du Canada ont confirmé que les contraintes pesant sur le système de distribution constituent le défi le plus probable à court terme, compte tenu du risque de regroupement des premiers adoptants et d’un profil de charge moins diversifié à la périphérie du réseau. Dans le même temps, compte tenu des délais requis pour les projets à grande échelle, il sera essentiel pour les services publics d’anticiper les besoins d’augmentation de la capacité de transport et de production bien à l’avance.

L’électrification des transports n’est qu’un des nombreux facteurs qui influencent la demande sur le réseau

Compte tenu du large éventail de facteurs qui influenceront la demande d’électricité au cours des prochaines décennies, il peut être difficile de déterminer la part des investissements futurs qui sera directement imputable à la croissance de la demande de VE. Même sans tenir compte des changements dans la façon dont les Canadiens et les Canadiennes utilisent l’électricité, les entreprises de services publics préparent déjà continuellement des améliorations de la capacité de leurs réseaux en prévision de la croissance de la population et de l’augmentation de l’activité économique. La croissance des collectivités et des entreprises oblige les services publics à anticiper la demande future et à garantir une capacité électrique suffisante sur l’ensemble du réseau, ce qu’ils font avec succès depuis le début du 20e siècle.

Dans certaines régions, dont les Prairies, le chauffage des bâtiments est principalement assuré par des combustibles fossiles. Les efforts visant à orienter ces bâtiments vers le chauffage électrique entraîneront une demande supplémentaire importante sur le réseau. Dans toutes les régions, les services publics et les gouvernements encouragent les technologies et les pratiques qui améliorent l’efficacité et réduisent la demande de chauffage des bâtiments, notamment l’amélioration de l’enveloppe des bâtiments et les pompes à chaleur aérothermiques ou géothermiques.

Les services publics prévoient également une croissance de l’adoption de la production solaire et des systèmes de stockage de l’énergie sur le site du client. Ces technologies de plus en plus abordables donnent aux clients des services publics la possibilité de compenser leur propre demande, voire de compenser la demande accrue des VE, en particulier si les charges de recharge sont synchronisées avec la production d’électricité sur site.

Pour obtenir une image complète de la demande future d’électricité, il faut examiner attentivement toutes ces technologies. Plusieurs services publics avec lesquels nous nous sommes entretenus planifient activement les besoins futurs en capacité sur la base de prévisions concernant les VE, l’électrification des bâtiments, l’adoption de l’énergie solaire et du stockage, ainsi qu’une série de mesures de gestion de la demande comprenant à la fois des mesures d’efficacité et de réponse à la demande.

Les charges de recharge des VE sont potentiellement très flexibles et les services publics à travers le Canada explorent des approches de gestion de la charge qui peuvent réduire de manière importante les impacts de la charge de pointe et les coûts de modernisation du réseau qui y sont associés

Bien que l’ampleur potentielle de la charge de recharge des VE soit considérable, de nombreux utilisateurs de VE disposent d’une certaine souplesse quant au moment où ils rechargent leur véhicule. Les VE personnels légers, en particulier, peuvent déplacer l’essentiel de leurs besoins de recharge vers les périodes où le réseau dispose d’une capacité excédentaire, principalement parce que, bien que ces véhicules aient généralement une autonomie de 400 km ou plus, ils ne sont habituellement conduits que sur 40 à 60 km par jour. Une borne de recharge résidentielle ou professionnelle de niveau 2 est capable de recharger toute une journée de conduite en moins de 2 heures, alors que les véhicules restent souvent stationnés 8 heures par jour au travail et 12 heures ou plus à la maison pendant la nuit. Les parcs de véhicules commerciaux peuvent également avoir la possibilité de décaler leurs recharges, bien que cette flexibilité dépende de leur conduite quotidienne et de leurs besoins en matière de recharge.

Dans tous les cas, les avantages de la gestion de la recharge des VE dépendront des besoins de chaque fournisseur d’électricité et des outils qu’il utilise, notamment les tarifs d’électricité variables dans le temps ou le contrôle direct de la recharge par le biais de la télématique intégrée aux VE ou de l’équipement de recharge connecté au réseau. De nombreux services publics lancent des programmes pilotes de recharge intelligente des VE. Quelques-uns proposent également des incitatifs financiers pour les bornes de recharge connectées au réseau qui peuvent permettre la recharge intelligente. Nous avons également entendu parler de plusieurs services publics à travers le pays qui étudient ou lancent des programmes pilotes de recharge intelligente basés sur la télématique. Des programmes de ce type permettront aux services publics d’évaluer à quel moment les utilisateurs de VE rechargent leurs véhicules et dans quelle mesure les conducteurs de VE sont sensibles à différentes formes d’incitatifs financiers pour modifier leurs comportements en matière de recharge. Comme l’ont montré des études menées au Canada et aux États-Unis, la gestion de la recharge des VE peut permettre de réduire de manière rentable la demande de pointe (et les investissements en capacité) et d’apporter au réseau des avantages sur le plan de la flexibilité et de la fiabilité^{Note de bas de page 80}.

L’intégration optimale des véhicules au réseau peut non seulement minimiser l’impact des VE sur le réseau, mais aussi apporter des avantages nets aux services publics et aux contribuables

Bien que notre analyse se soit principalement concentrée sur l’impact de la charge supplémentaire des VE et sur les possibilités d’atténuer l’impact de la charge de pointe grâce à la gestion de la charge des VE, la flexibilité inhérente aux VE signifie qu’ils peuvent potentiellement être exploités en tant que ressources énergétiques distribuées qui peuvent fournir des services précieux au réseau. La capacité de la batterie d’un VE léger typique est 5 à 10 fois supérieure à celle d’un système de stockage résidentiel typique, tel qu’un Powerwall de Tesla. Étant donné que les véhicules personnels (et certains véhicules de parc) passent une grande partie de la journée en stationnement, il est possible d’exploiter les technologies de recharge bidirectionnelle ou véhicule-réseau (V2G) pour restituer de l’énergie au réseau en cas de besoin. En fonction du coût des technologies habilitantes, le V2G peut s’avérer être une mesure rentable pour répondre à une variété de services de réseau, y compris la gestion de la charge de pointe ou les services de soutien de la tension. Alors que les capacités V2G en sont encore pour la plupart à l’étape pilote, plusieurs études ont montré que même une recharge unidirectionnelle avec gestion de la charge suffit à faire des VE un avantage net pour le réseau, les éventuels coûts de capacité supplémentaires étant plus que compensés par les revenus additionnels attribuables à la croissance de la charge des VE^{Note de bas de page 81}.

Les objectifs du Canada en matière d’adoption de VZE sont réalisables et aideront les services publics à réaliser les investissements nécessaires.

Bien que nos estimations de coûts suggèrent que l’ampleur des investissements nécessaires pour répondre à la croissance de la charge des VE au cours des prochaines décennies est importante, le consensus dégagé par les services publics à travers le pays est que les objectifs de ventes réglementées de VZE du Canada sont réalisables. En fait, les objectifs obligatoires d’adoption des VZE (tels que ceux déjà en place en Colombie-Britannique et au Québec, et récemment publiés par le gouvernement fédéral) donnent aux services publics une image claire du rythme probable de l’électrification des transports, ce qui les aide à se préparer aux défis de la croissance future de la charge des VE.

Nous constatons déjà que les services publics utilisent les objectifs de vente de VZE dans le cadre de leurs prévisions de charge, et la confiance dans ces prévisions est renforcée lorsque le personnel des services publics peut indiquer que la réglementation fédérale exige des parts de marché précises pour les VE au fil du temps. Cela dit, certains services publics ont indiqué qu’ils rencontraient encore des difficultés liées à leur environnement réglementaire, les organismes provinciaux de réglementation des services publics limitant parfois leur capacité à réaliser des investissements pour se préparer à l’adoption future des VE, que ce soit en investissant dans des améliorations de capacité ou dans la mise en place de projets pilotes et de programmes de gestion de la charge. Les gouvernements provinciaux de la Colombie-Britannique et du Québec ont donné des instructions claires à leurs organismes de réglementation des services publics pour permettre aux services publics d’investir dans des programmes de VE afin de soutenir les objectifs provinciaux d’adoption de VZE. Une orientation similaire dans d’autres territoires pourrait garantir que les services publics sont bien positionnés pour anticiper la demande de VE bien à l’avance et planifier les besoins en capacité en conséquence.

Chapitre six

6. Conclusion

Notre étude met à jour l’évaluation des besoins en infrastructures de recharge pour VE réalisée par Dunsky en 2021, avec une portée élargie (pour inclure les véhicules moyens et lourds, une exploration des tendances et des objectifs régionaux, et les impacts sur le réseau électrique) et une méthodologie mise à jour, basée sur les pratiques exemplaires émergentes en matière de prévision pour les VE. Nous avons étudié la croissance des VZE dans tous les segments jusqu’en 2040, ainsi que les infrastructures de recharge et les modernisations du réseau électrique qui seront nécessaires pour soutenir ce déploiement, de même que les coûts d’investissement connexes.

Nos principales conclusions sont résumées ci-dessous et dans le Tableau 28 :

• Le Canada connaîtra une forte croissance des véhicules à zéro émission afin d’atteindre les objectifs de vente nationaux pour les VUL (100 % des ventes d’ici 2035) et les VML (100 % des ventes d’ici 2040, dans la mesure du possible). Les VUL à zéro émission (à la fois à batterie et hybrides rechargeables) devraient passer d’environ 480 000 aujourd’hui à 5 millions en 2030, pour atteindre 21 millions en 2040. Pour les VML, les VE à batterie devraient dominer le marché, avec un nombre de véhicules atteignant 414 000 en 2030 et 2,4 millions en 2040.
• Pour soutenir le déploiement de millions de VZE, le Canada devra installer, d’ici 2030, 235 000 bornes de recharge publiques de N2 et de BRCC pour les VUL, ainsi que 41 000 bornes de recharge publiques supplémentaires pour les VML (de nuit, rapides et ultra-rapides). En 2040, le nombre de ports publics passe à 679 000 (VUL) et 275 000 (VML). Environ 4,3 millions de prises supplémentaires pour VUL devraient être installées dans les foyers et sur les lieux de travail d’ici 2030, à mesure que les consommateurs adoptent les VE, ainsi que 1,1 million de prises privées pour VML dans les dépôts de parcs de véhicules et dans d’autres lieux. Cela équivaut à un rapport de 21 VE légers par port public en 2030 et de 31 VE par port en 2040. Pour les VML, nous prévoyons un rapport inférieur de 8,6 VE par port public en 2040. Cela signifie que les ports publics pour VML devraient desservir beaucoup moins de véhicules que les ports pour VL, en raison des différences dans les comportements de recharge et les exigences en matière d’énergie.
• Les besoins en matière de recharge pour les VUL et les VML sont principalement concentrés dans quatre provinces : l’Ontario, le Québec, l’Alberta et la Colombie-Britannique, qui représentent ensemble 85 % total de bornes de recharge publiques installées en 2040. Étant donné que ces provinces représentent actuellement 92 % des bornes de recharge publiques (presque exclusivement des VUL), cela signifie que des efforts devront être déployés dans le reste du Canada pour assurer une répartition équitable des bornes de recharge publiques, en particulier dans les régions éloignées, rurales et nordiques. Cependant, chaque région a beaucoup à faire pour renforcer les réseaux publics de recharge afin de répondre à la demande prévue à court et à long terme, et les décisions en matière de planification et de déploiement ne devraient pas être retardées.
• D’importants investissements sont nécessaires pour répondre aux besoins de recharge des VZE au cours des prochaines décennies. D’ici 2030, les investissements cumulés nécessaires pour répondre aux besoins de recharge publique des VUL et des VML sont estimés à 14,7 G$. L’infrastructure de recharge privée, en particulier pour les parcs de VML commerciaux, est susceptible d’ajouter des milliards de dollars à ce total. En 2040, date à laquelle 100 % des ventes de véhicules devraient être à zéro émission, les coûts d’investissement cumulés de l’infrastructure de recharge publique s’élèveront à près de 65 G$. Toutefois, le calendrier des investissements varie selon le type de véhicule, les investissements à court terme étant davantage axés sur l’infrastructure des VUL, tandis qu’après 2030, les investissements dans la recharge des VML deviendront plus importants. Si le gouvernement fédéral n’est pas le seul à soutenir le déploiement de l’infrastructure, cela nécessitera une coordination considérable entre tous les intervenants, y compris les autres échelons du gouvernement, les organismes publics (par exemple, la Banque de l’infrastructure du Canada), les fournisseurs d’électricité et les acteurs du secteur privé, y compris les équipementiers et les fournisseurs de bornes de recharge.
• Les besoins en matière de recharge publique, ainsi que les coûts associés, seront influencés par diverses incertitudes. Nous avons modélisé plusieurs sensibilités différentes pour déterminer leur impact sur les besoins de recharge des VUL. L’impact le plus important est la réduction des déplacements quotidiens en véhicules privés, qui pourrait réduire de 25 % le besoin d’infrastructures publiques pour les VE. Cette constatation suggère qu’en mettant l’accent sur des stratégies complémentaires visant à encourager les conducteurs à éviter les déplacements (par exemple, le travail à distance) et à opter pour d’autres modes de transport à faibles émissions (par exemple, les transports en commun, les transports actifs), on pourrait réduire considérablement la nécessité d’investir dans la recharge publique des VE, tout en continuant à soutenir les objectifs de réduction des émissions. Un autre scénario dans lequel l’accès à la recharge à domicile est limité pour les résidents de bâtiments multifamiliaux entraîne une croissance de 4 % des ports publics en 2030 et de 17 % en 2040 par rapport au scénario de référence. Des codes et des normes actualisés, ainsi que des incitatifs pour des améliorations adaptées aux VE, seront essentiels pour éviter ce résultat plus coûteux.
• Pour répondre aux besoins de recharge des VUL et des VMD à zéro émission, il faudra moderniser les systèmes électriques du Canada, ce que les services publics et les opérateurs de systèmes doivent planifier. D’ici 2040, nous prévoyons que la majorité des véhicules routiers de type VUL et VML seront soit hybrides rechargeables, soit électriques à batterie. Cela augmentera les besoins en énergie et les impacts de la charge de pointe sur les systèmes électriques qui devraient également se décarboniser en grande partie au cours des 10 à 15 prochaines années. Par exemple, en 2030, la recharge de tous les VUL et VML devrait ajouter jusqu’à 4 300 MW à la demande coïncidente, pour atteindre 22 500 MW d’ici 2040. Pour répondre à cette demande, les services publics devront investir dans des capacités supplémentaires de production, de transport et de distribution. La gestion des horaires de recharge des VE sera essentielle pour atténuer les impacts sur le réseau et les coûts de capacité. Par exemple, déplacer la recharge à domicile vers les périodes creuses peut réduire les charges de pointe jusqu’à 48 %, réduisant ainsi le besoin de ressources de production de pointe supplémentaires et coûteuses. Les batteries des VE représenteront également une capacité de stockage importante, susceptible de favoriser une meilleure intégration des sources d’énergie renouvelables variables.
• Bien que nos estimations de coûts suggèrent que l’ampleur des investissements nécessaires pour répondre à la croissance de la charge des VE au cours des prochaines décennies est importante, le consensus dégagé par les services publics à travers le pays est que les objectifs de ventes réglementées de VZE du Canada sont réalisables. En fait, les objectifs obligatoires d’adoption des VZE (tels que ceux déjà en place en Colombie-Britannique et au Québec, et récemment publiés par le gouvernement fédéral) donnent aux services publics une image claire du rythme probable de l’électrification des transports, ce qui les aide à se préparer aux défis de la croissance future de la charge des VE.

Annexes

Annexe A. Documentation analysée

Annexe B. Informations complémentaires sur les besoins en matière de recharge des VUL

Hypothèses techniques

Facturation résidentielle

Le Tableau 33 montre nos hypothèses pour l’accès au stationnement résidentiel, en fonction de la part de chaque type de logement disposant d’un accès à un stationnement. Les RMR ont moins de possibilités d’accès au stationnement en raison de leur densité moyenne plus élevée que dans le reste du pays.

Analyse des corridors

Tableau 34. Toutes les routes secondaires et la longueur de leurs segments pris en compte dans l’analyse des corridors.

Régions

Taille des parcs de taxis et de voitures de transport

Comparaison des hypothèses entre cette étude et l’évaluation précédente des besoins en matière de recharge de Dunsky

Annexe C. Informations complémentaires sur les besoins en matière de recharge des VML

Rapports VEB/port

Nombre de ports selon chaque scénario

Catégorie de véhicule

Hypothèses d’utilisation quotidienne des véhicules

Annexe D. Informations complémentaires sur les besoins en infrastructures régionales

Annexe E. Informations complémentaires concernant l’impact sur le réseau

Politique d’exclusion de responsabilité

Ce rapport a été préparé par Dunsky Énergie + Climat une société indépendante consacrée à la transition vers l’énergie propre et qui s’engage à fournir des analyses et des conseils de qualité, intègres et impartiaux. Nos conclusions et recommandations sont basées sur les meilleures informations existantes au moment où le travail a été effectué, ainsi que sur le jugement professionnel de nos experts.

Dunsky est fière de son travail.