Panoramica di mercato
| Periodo di studio | 2020 - 2030 |
|---|---|
| Anno base per la stima | 2024 |
| Periodo dei dati di previsione | 2025 - 2030 |
| Volume di mercato (2025) | 158.83 gigawatt |
| Volume di mercato (2030) | 171.08 gigawatt |
| Tasso di crescita (2025 - 2030) | 1.50% CAGR |
| Concentrazione del mercato | Medio |
Principali giocatori *Disclaimer: i giocatori principali sono ordinati senza un ordine particolare Immagine © Mordor Intelligence. Il riutilizzo richiede l'attribuzione secondo la licenza CC BY 4.0. | |
Analisi del mercato energetico canadese di Mordor Intelligence
Si prevede che le dimensioni del mercato energetico canadese in termini di base installata cresceranno da 158.83 gigawatt nel 2025 a 171.08 gigawatt entro il 2030, con un CAGR del 1.5% nel periodo di previsione (2025-2030).
Il ritiro accelerato del carbone in Alberta e Saskatchewan, abbinato ai programmi di ammodernamento idroelettrico in Quebec e nella Columbia Britannica, sta rimodellando il mix di generazione. L'elettrificazione industriale nei settori delle sabbie bituminose e minerario, le rapide esportazioni transfrontaliere verso gli Stati Uniti e l'implementazione di sistemi di accumulo su larga scala stanno aggiungendo nuove opportunità di domanda e flessibilità. Le società di proprietà della Corona provinciale continuano a dominare la trasmissione e la fornitura di carico di base, eppure gli sviluppatori indipendenti stanno ampliando i progetti eolici, solari e di batterie con contratti a lungo termine. I colli di bottiglia nella trasmissione nei territori indigeni remoti, insieme ai cicli di approvazione decennali per grandi progetti idroelettrici e nucleari, rimangono i principali vincoli strutturali agli aumenti di capacità a breve termine.
Punti chiave del rapporto
- Per fonte di energia, nel 2024 le energie rinnovabili detenevano il 71.1% della quota di mercato energetico canadese; la domanda di sostituzione termica consente al segmento di espandersi a un CAGR del 2.3% fino al 2030.
- Per utente finale, il segmento commerciale e industriale ha rappresentato il 39.2% delle dimensioni del mercato energetico canadese nel 2024 e si prevede che crescerà a un CAGR del 2.9% entro il 2030.
Tendenze e approfondimenti sul mercato energetico canadese
Analisi dell'impatto dei conducenti
| Guidatore | (~) % Impatto sulla previsione del CAGR | Rilevanza geografica | Cronologia dell'impatto |
|---|---|---|---|
| Investimenti governativi nell'energia pulita e mandato di emissioni nette di carbonio pari a zero | + 0.4% | Nazionale, alto in Alberta, Ontario, Quebec | A lungo termine (≥ 4 anni) |
| Rapido ritiro del carbone in Alberta e Saskatchewan | + 0.3% | Alberta, Saskatchewan | A breve termine (≤ 2 anni) |
| Programmi di riqualificazione idroelettrica | + 0.2% | Québec, Columbia Britannica | Medio termine (2-4 anni) |
| Elettrificazione delle operazioni di estrazione di sabbie bituminose e delle piattaforme minerarie | + 0.3% | Alberta, Saskatchewan, Territori del Nord | Medio termine (2-4 anni) |
| Crescente commercio transfrontaliero di energia con il Nord-Est degli Stati Uniti | + 0.2% | Québec, Ontario, Manitoba | A lungo termine (≥ 4 anni) |
| Integrazione dello storage su scala industriale all'interno degli ISO provinciali | + 0.1% | Alberta, Ontario, Columbia Britannica | Medio termine (2-4 anni) |
| Fonte: Intelligenza di Mordor | |||
Investimenti governativi in energia pulita e mandato di zero emissioni di carbonio
Nel 2024, i governi federali e provinciali hanno stanziato 9.1 miliardi di dollari canadesi (6.7 miliardi di dollari USA) per le infrastrutture per l'energia pulita, finanziando la modernizzazione della rete, l'approvvigionamento di energie rinnovabili e l'ammodernamento delle tecnologie di cattura del carbonio.[1]Ambiente e Cambiamenti Climatici Canada, “Piano di riduzione delle emissioni 2030”, Governo del Canada, canada.ca Il Piano di Riduzione delle Emissioni 2030 richiede una riduzione del 40% delle emissioni del settore elettrico rispetto al 2005, eliminando di fatto la produzione continua di energia da carbone e gas naturale entro la fine del decennio. Le province ricche di energia idroelettrica possono adeguarsi ristrutturando le dighe preesistenti e rafforzando gli impianti interconnessi, mentre le giurisdizioni basate sui combustibili fossili devono implementare impianti eolici, solari e di stoccaggio su scala gigawatt entro tempi ristretti. La linea di credito subordinato della Canada Infrastructure Bank ha un prezzo inferiore di 200 punti base ai tassi di mercato e ha sbloccato 3.2 GW di nuove energie rinnovabili nel 2024. I produttori indipendenti stanno sfruttando queste condizioni per ridurre le tariffe tradizionali basate sul costo del servizio, spingendo le autorità di regolamentazione a ripensare i modelli tariffari tradizionali.
Il rapido ritiro della capacità a carbone in Alberta e Saskatchewan alimenta la domanda di sostituzione
Nel 2024 l'Alberta ha dismesso 2.1 GW di capacità a carbone, portando le chiusure cumulative dal 2019 a 4.8 GW, mentre il Saskatchewan ha dismesso 0.6 GW presso la diga di Boundary e Poplar River.[2]Operatore del sistema elettrico dell'Alberta, "Rapporto di adeguatezza a lungo termine 2024", aeso.ca Le conversioni di TransAlta del 2024 hanno aggiunto 1.4 GW di flessibilità al gas, ma l'esposizione dei commercianti alla volatilità dei prezzi AECO minaccia l'economia del progetto. L'AESO prevede un divario di fornitura di 1.2 GW entro il 2028 se l'implementazione di impianti eolici e solari dovesse ritardare la dismissione, uno scenario che potrebbe costringere a importazioni di emergenza dalla Columbia Britannica. I picchi dei prezzi dell'energia elettrica superiori a 100 CAD per MWh durante i picchi invernali del 2024 hanno creato una finestra temporale per gli sviluppatori per assicurarsi rendite di scarsità prima della saturazione della capacità.
Programmi di ristrutturazione delle infrastrutture idroelettriche guidati dal Quebec e dalla Columbia Britannica
Nel 2024, Hydro-Québec ha destinato 3.2 miliardi di dollari canadesi (2.4 miliardi di dollari USA) all'ammodernamento di turbine, generatori e sfioratori negli impianti risalenti al 1960-1980, con l'obiettivo di ottenere un aumento di capacità di 1.5 GW in termini di efficienza entro il 2030.[3]Hydro-Québec, “Rapporto annuale 2024”, hydroquebec.com Il completamento della diga Site C da 1.1 GW da parte di BC Hydro ha rivelato uno sforamento dei costi dell'84%, spingendo le autorità di regolamentazione a privilegiare la ristrutturazione rispetto alle dighe greenfield. La sostituzione delle vecchie turbine Francis con unità a velocità variabile aumenta la produzione dell'8-12% a un decimo del costo di una nuova costruzione. Le esportazioni idroelettriche in eccesso, pari a 2.4 GW nei contratti firmati nel 2024, sovvenzionano le tariffe nazionali, ma l'inasprimento delle normative statunitensi sul contenuto locale potrebbe frenare i futuri premi all'esportazione.
Elettrificazione delle operazioni di estrazione di sabbie bituminose e delle piattaforme minerarie
Gli operatori delle sabbie bituminose hanno consumato 18.2 TWh nel 2024, in aumento rispetto ai 14.7 TWh del 2020, poiché la generazione di vapore elettrico ha sostituito le caldaie a gas per ridurre le emissioni di Scope 1 a fronte di un prezzo del carbonio in aumento che ha raggiunto gli 80 dollari canadesi per tonnellata. Suncor e Cenovus mirano a elettrificare il 40% della capacità di vapore entro il 2030, richiedendo 1.8 GW di fornitura di rete incrementale. Teck Resources ha impegnato 600 milioni di dollari canadesi (442 milioni di dollari) per camion di trasporto elettrici a batteria alimentati da microreti in loco. La domanda industriale sta aumentando del 3.2% annuo, rispetto allo 0.8% nei segmenti residenziale e commerciale, costringendo le utility a rivedere le ipotesi di pianificazione basate su carichi industriali stabili.
Analisi dell'impatto delle restrizioni
| moderazione | (~) % Impatto sulla previsione del CAGR | Rilevanza geografica | Cronologia dell'impatto |
|---|---|---|---|
| Tempi di consegna lunghi per le approvazioni di grandi progetti idroelettrici e nucleari | -0.2% | Nazionale, concentrato in Ontario, Quebec, British Columbia | A lungo termine (≥ 4 anni) |
| Colli di bottiglia nella trasmissione nei territori indigeni remoti | -0.1% | Territori del Nord, regioni remote dell'Alberta, della Columbia Britannica, dell'Ontario, del Manitoba | Medio termine (2-4 anni) |
| I prezzi volatili del gas naturale incidono sulla competitività degli impianti a gas | -0.15% | Alberta, Saskatchewan, Ontario | A breve termine (≤ 2 anni) |
| Crescente opposizione della comunità ai parchi eolici terrestri nel Canada atlantico | -0.05% | Nuova Scozia, Nuovo Brunswick, Isola del Principe Edoardo, Terranova e Labrador | Medio termine (2-4 anni) |
| Fonte: Intelligenza di Mordor | |||
Tempi lunghi per l'approvazione di grandi progetti idroelettrici e nucleari
Le principali centrali idroelettriche e nucleari richiedono 10-15 anni dalla presentazione della domanda all'entrata in funzione ai sensi dell'Impact Assessment Act e delle norme di consultazione con le popolazioni indigene. Il piccolo reattore modulare Darlington da 300 MW di Ontario Power Generation, autorizzato a dicembre 2024, non entrerà in funzione prima del 2029. La diga Site C di BC Hydro ha dovuto affrontare nove anni di contenziosi, gonfiando i costi e ritardando la produzione. Tali tempistiche frenano la propensione degli investimenti privati per le risorse di base, incanalando capitali in progetti eolici, solari e di stoccaggio che entrano in funzione entro 36 mesi, ma non dispongono dei fattori di capacità necessari per sostituire completamente le centrali a carbone e nucleari in dismissione.
Colli di bottiglia nella trasmissione nei territori indigeni remoti
La consultazione ai sensi della Sezione 35 e la Dichiarazione delle Nazioni Unite sui diritti dei popoli indigeni prorogano i permessi di trasmissione di 24-36 mesi e aumentano i costi di capitale del 15-25%. La linea Waasigan di Hydro One ha subito ritardi quando la Lac Seul First Nation ha rinegoziato i termini di condivisione dei ricavi nel 2024. La Canadian Electricity Association stima che i ritardi nei permessi abbiano aggiunto 1.2 miliardi di dollari canadesi (884 milioni di dollari) ai costi di trasmissione del 2024 e abbiano rinviato l'accesso alla rete di 2.1 GW di energia rinnovabile. Gli sviluppatori stanno deviando i progetti attorno ai terreni contesi o li stanno accantonando quando le alternative si rivelano antieconomiche.
Analisi del segmento
Per fonte di energia: le energie rinnovabili ancorano la traiettoria di decarbonizzazione
Le energie rinnovabili hanno rappresentato il 71.1% della capacità del 2024, trainate dall'aggiunta di energia idroelettrica, eolica e solare che, complessivamente, si prevede cresceranno a un CAGR del 2.3% fino al 2030.[4]Regolatore dell'energia canadese, "Il futuro energetico del Canada 2024", Governo del Canada, cer-rec.gc.ca Gli impianti idroelettrici hanno fornito circa il 60% della capacità rinnovabile, sebbene le dighe greenfield affrontino ostacoli ambientali e legati alle popolazioni indigene che limitano la creazione di nuovi siti. Gli impianti eolici hanno raggiunto in media 1.8 GW nel 2024, con prezzi contrattuali inferiori a 50 dollari canadesi per MWh, il che ha compromesso la realizzazione di nuove centrali a gas in Alberta. Gli impianti solari si sono concentrati nell'Ontario meridionale e in Alberta, dove i crediti d'imposta federali hanno portato i progetti su larga scala a costi inferiori a 40 dollari canadesi per MWh.
Il carbone in calo rappresenta ora solo il 20.4% della capacità, mentre gli impianti a gas naturale svolgono un ruolo di peak-shaving piuttosto che di carico di base costante. Il nucleare ha mantenuto una quota dell'8.5%, poiché i 13 reattori CANDU dell'Ontario hanno ottenuto le autorizzazioni per l'estensione del ciclo di vita. Il mix di generazione ad alta intensità di energie rinnovabili rafforza la transizione a lungo termine del mercato elettrico canadese verso fonti a basse emissioni di carbonio, evidenziando al contempo la necessità di sistemi di stoccaggio, interconnessioni e di risposta alla domanda per mantenere intatti i margini di riserva. Il segmento delle energie rinnovabili ha conquistato il 71.1% della quota di mercato elettrico canadese nel 2024 e si prevede che manterrà la posizione dominante fino alle previsioni.
Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report
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Per utente finale: l'elettrificazione industriale supera la crescita dei servizi di pubblica utilità
Nel 2024, le utility controllavano il 60.8% della capacità installata, ma i clienti commerciali e industriali stanno crescendo più rapidamente grazie all'elettrificazione delle sabbie bituminose, alla decarbonizzazione dell'attività mineraria e alla costruzione di data center.[5]Suncor Energy, “Strategia di elettrificazione delle sabbie bituminose”, suncor.com Il consumo di energia elettrica derivante dalle sabbie bituminose è salito a 18.2 TWh nel 2024, con un incremento del 24% rispetto al 2020, e gli impegni di elettrificazione implicano un ulteriore aumento di 1.8 GW di domanda di rete entro il 2030. Teck Resources e Barrick Gold prevedono di elettrificare le flotte minerarie, aggiungendo 0.9 GW di carico incrementale. I fornitori di servizi cloud hanno annunciato 1.2 GW di capacità di data center in Quebec e Ontario, attratti dalle forniture idroelettriche a basse emissioni di carbonio.
La domanda residenziale aumenta dello 0.6% annuo, frenata dai miglioramenti in termini di efficienza delle pompe di calore e dai nuovi codici. L'energia solare e la cogenerazione "dietro il contatore" consentono ai clienti industriali di bypassare il prelievo dalle utility, riducendo i ricavi volumetrici per i proprietari di sistemi di trasmissione. Di conseguenza, si prevede che il segmento commerciale e industriale aggiungerà la maggiore capacità incrementale all'interno del mercato elettrico canadese, sfidando le autorità di regolamentazione a riprogettare le tariffe in modo da recuperare i costi fissi di rete anche in caso di calo della capacità.
Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report
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Analisi geografica
Alberta e Saskatchewan guidano la transizione dirompente, avendo eliminato 4.8 GW di carbone dal 2019 e acquistato 6.2 GW di energia eolica, solare e a gas sostitutiva. Il modello commerciale dell'Alberta ha attratto TransAlta, Capital Power e Brookfield Renewable, ma ha anche esposto i consumatori a picchi di energia invernale superiori a 150 CAD per MWh nel gennaio 2024. Il modello regolamentato del Saskatchewan consente il recupero degli asset a carbone inutilizzati, ma la sua più lenta diffusione delle energie rinnovabili aumenta la dipendenza dai picchi di energia a gas in un contesto di oscillazioni dei prezzi AECO. Entrambe le province necessitano di nuove linee ad alta tensione per collegare le zone eoliche meridionali ai carichi industriali settentrionali.
Il Quebec e la Columbia Britannica, a predominanza idroelettrica, hanno gestito insieme 60 GW di energia idroelettrica nel 2024, con il Quebec che ha esportato 2.4 GW a New York e al New England in base a contratti firmati lo stesso anno. Il sito C di BC Hydro è entrato in funzione con 1.1 GW, ma i suoi sforamenti di costo hanno rafforzato la resistenza politica alle future megadighe. Entrambe le province ora privilegiano l'ottimizzazione della rete rispetto alla crescita della produzione, perseguendo aggiornamenti della trasmissione e la gestione della domanda per favorire l'elettrificazione.
L'Ontario gestisce un mercato ibrido in cui l'IESO distribuisce la produzione di energia di proprietà della Corona, privata e importata. Il nucleare ha fornito il 55% della produzione nel 2024 e, dopo le ristrutturazioni, rimarrà fondamentale per i margini di riserva fino al 2055. Il Canada atlantico rimane la regione più esposta ai combustibili fossili, con carbone e gas al 48% della produzione del 2024, sebbene l'obiettivo dell'80% di energia rinnovabile della Nuova Scozia per il 2030 stia catalizzando una rapida espansione dell'eolico.
Panorama competitivo
Le società della Corona, Hydro-Québec, Ontario Power Generation, BC Hydro, SaskPower e Manitoba Hydro, detenevano il 68% della capacità installata nel 2024, sfruttando la proprietà della trasmissione per garantire finanziamenti a basso costo del capitale. I produttori di energia indipendenti, tra cui Brookfield Renewable, TransAlta e Northland Power, operano principalmente con contratti di 20-25 anni che proteggono i rendimenti ma limitano il potenziale di crescita dei commercianti. Questo sistema a due livelli posiziona le società della Corona come gestori del carico di base, mentre gli sviluppatori privati puntano sulle energie rinnovabili contrattualizzate.
L'accumulo di energia tramite batterie rappresenta uno spazio bianco competitivo. L'impianto da 400 MW/1,600 MWh di Capital Power, entrato in servizio nell'ottobre 2024, è il più grande in Canada, rappresentando un punto d'appoggio per gli IPP al di fuori dei territori con un costo del servizio tradizionale. Le utility della Corona non hanno ancora dominato l'accumulo, consentendo ai concorrenti privati di definire i prezzi e i flussi di entrate dei servizi accessori.
Anche le tecnologie grid-edge stanno guadagnando terreno. Hydro One ha installato 1.2 milioni di contatori intelligenti nel 2024, sbloccando le tariffe orarie e la risposta alla domanda. FortisBC ed Emera hanno completato l'implementazione dell'automazione della distribuzione che ha ridotto la durata delle interruzioni del 15-20%. Questi aggiornamenti offrono alle utility regolamentate nuove leve per proteggere i ricavi, poiché la generazione distribuita erode le vendite volumetriche.
Leader del settore energetico canadese
Hydro-Quebec
Generazione di energia in Ontario
TC Energia Corp.
Partner Rinnovabili Brookfield
Società TransAlta
- *Disclaimer: i giocatori principali sono ordinati senza un ordine particolare
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Recenti sviluppi del settore
- Febbraio 2025: Hydro-Québec firma un accordo ventennale con NYSERDA per la fornitura di 1.25 GW tramite la linea Champlain Hudson, per un valore di 3.8 miliardi di dollari.
- Gennaio 2025: Brookfield Renewable ha acquistato da TransAlta un portafoglio eolico-solare da 1.2 GW in Alberta per 1.9 miliardi di dollari canadesi.
- Dicembre 2024: OPG ha ricevuto l'approvazione per procedere con un Darlington SMR da 300 MW, la cui entrata in servizio è prevista per il 2029.
- Novembre 2024: TC Energy vende la sua quota del 50% in Bruce Power a un gruppo guidato da OMERS per 2.4 miliardi di dollari canadesi.
- Ottobre 2024: Capital Power ha messo in funzione un impianto di batterie da 400 MW in Alberta, la più grande risorsa di stoccaggio del Paese.
Ambito del rapporto sul mercato energetico canadese
Il rapporto sul mercato energetico canadese include:
Per fonte di alimentazione
| Termico (carbone, gas naturale, petrolio e gasolio) |
| Nucleare |
| Energie rinnovabili (solare, eolica, idroelettrica, geotermica, biomassa e rifiuti, maree) |
Per utente finale
| Elettricita, Gas Ed Acqua |
| Commerciale e Industriale |
| Residenziale |
Per livello di tensione T&D (solo analisi qualitativa)
| Trasmissione ad alta tensione (oltre 230 kV) |
| Sottotrasmissione (da 69 a 161 kV) |
| Distribuzione di media tensione (da 13.2 a 34.5 kV) |
| Distribuzione a bassa tensione (fino a 1 kV) |
| Per fonte di alimentazione | Termico (carbone, gas naturale, petrolio e gasolio) |
| Nucleare | |
| Energie rinnovabili (solare, eolica, idroelettrica, geotermica, biomassa e rifiuti, maree) | |
| Per utente finale | Elettricita, Gas Ed Acqua |
| Commerciale e Industriale | |
| Residenziale | |
| Per livello di tensione T&D (solo analisi qualitativa) | Trasmissione ad alta tensione (oltre 230 kV) |
| Sottotrasmissione (da 69 a 161 kV) | |
| Distribuzione di media tensione (da 13.2 a 34.5 kV) | |
| Distribuzione a bassa tensione (fino a 1 kV) |
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Domande chiave a cui si risponde nel rapporto
Quanto velocemente si prevede che crescerà la capacità installata nel mercato energetico canadese?
Si prevede che la capacità totale aumenterà da 158.83 GW nel 2025 a 171.08 GW entro il 2030, con un CAGR dell'1.50%.
Quale segmento di generazione aggiungerà la maggior parte della nuova capacità entro il 2030?
Le energie rinnovabili saranno le protagoniste, con un CAGR del 2.3% grazie ai programmi di ristrutturazione di impianti eolici, solari e idroelettrici.
Perché i progetti sulle batterie suscitano così tanto interesse tra gli sviluppatori?
I sistemi agli ioni di litio da quattro ore costano ora circa 285 CAD per kWh, il che consente loro di superare i sistemi a gas per quanto riguarda il peak-shaving e i servizi ausiliari.
Cosa sta determinando l'aumento della domanda di energia industriale?
L'elettrificazione delle sabbie bituminose, la decarbonizzazione della flotta mineraria e la costruzione di data center su larga scala stanno aumentando complessivamente i carichi industriali a un ritmo annuo del 3.2%.
Quali province esportano più elettricità negli Stati Uniti?
Quebec, Ontario e Manitoba dominano le esportazioni, con Hydro-Québec che da sola si è assicurata 2.4 GW di contratti per il Nord-Est degli Stati Uniti.
Quanto tempo ci vuole per costruire nuovi grandi progetti idroelettrici o nucleari in Canada?
L'approvazione e la costruzione durano in genere dai 10 ai 15 anni, a causa delle valutazioni federali e delle consultazioni con gli indigeni.
