La sécurité énergétique est une condition essentielle de la prospérité économique, de la compétitivité industrielle et de la souveraineté nationale. Les conflits armés, les ruptures d’approvisionnement et la concentration des fournisseurs rappellent une réalité trop souvent reléguée au second plan : l’énergie doit être disponible, abordable et fiable pour soutenir durablement l’activité économique.
Or, le débat public confond fréquemment transition énergétique et sécurité énergétique. Bien qu’elles puissent se compléter, ces ambitions ne sont pas automatiquement compatibles. Une politique énergétique doit être jugée sur ses résultats, et non sur ses intentions : peut-elle fournir suffisamment d’énergie, au bon moment et à un coût supportable, tout en réduisant l’exposition aux chocs extérieurs?
Pour le Canada et le Québec, l’enjeu est concret. Les ressources doivent pouvoir être exploitées et s’appuyer sur des infrastructures, des capitaux et des marchés diversifiés. Les décisions réglementaires peuvent favoriser le développement de ces capacités ou, au contraire, l’entraver.
La sécurité énergétique dépend donc des institutions, des investissements et de la géographie. Un pays riche en ressources peut demeurer vulnérable s’il limite sa production ou néglige ses infrastructures. À l’inverse, un importateur peut renforcer sa résilience grâce à une diversification de ses fournisseurs et à des approvisionnements fiables. L’objectif consiste à réduire les dépendances stratégiques sans sacrifier l’abordabilité, la compétitivité ni la capacité de répondre à la demande.
L’Adam Smith Institute (ASI), un groupe de réflexion britannique d’inspiration libérale classique fondé en 1977, a élaboré une grille d’analyse centrée sur l’abondance énergétique, les mécanismes de marché et les incitations à l’investissement.
Son indice mondial de sécurité énergétique classe 187 pays selon quatre critères : la part d’électricité pilotable, la diversité des sources d’énergie primaire, la sécurité des importations et la capacité de payer. Cette approche permet de confronter les discours politiques aux résultats observables, mais elle repose sur des choix méthodologiques, notamment quant aux critères retenus et à leur pondération, dont il faut tenir compte avant de tirer des conclusions sur les politiques à privilégier.
L’enjeu n’est pas de substituer un dogme technologique à un autre, mais de reconnaître les contraintes physiques, économiques et géopolitiques qui déterminent la fiabilité d’un système énergétique.
Les sections suivantes examinent les vulnérabilités du système mondial et les choix qui s’offrent au Canada et au Québec. Pour assurer sa souveraineté énergétique, un pays doit être en mesure de produire, d’importer, de transporter et de distribuer l’énergie nécessaire à sa prospérité.
1. Ce que mesure réellement la sécurité énergétique
Quatre critères pour mesurer la résilience énergétique
Les auteurs du rapport de l’ASI, Oliver McPherson-Smith et Jasper Ostle, ont élaboré un indice de sécurité énergétique couvrant 187 pays. Celui-ci repose sur quatre composantes de poids égal : la part de l’électricité pilotable, la diversité des sources d’énergie primaire, la sécurité des importations et la capacité de payer.
La sécurité énergétique ne se limite pas à la disponibilité des ressources. Elle dépend également de la fiabilité de leur acheminement et de leur coût. En avril 2026, une hausse des prix du diesel en Irlande a entraîné des blocages, tandis qu’à Karachi, des coupures d’électricité ont déclenché des manifestations.
La richesse en ressources ne garantit donc pas, à elle seule, la sécurité énergétique. Le Tchad, exportateur net, figure parmi les pays mal classés, tandis que la Suisse, qui ne produit pas de combustibles fossiles, occupe une position favorable. La Norvège, les États-Unis et le Canada arrivent en tête du classement.
Ces écarts mettent en évidence l’importance des politiques publiques, des infrastructures et des échanges commerciaux. L’indice attribue la sécurité maximale aux exportateurs nets, pénalise les importateurs dépendants d’un nombre restreint de fournisseurs ou de partenaires politiquement instables et évalue l’exposition aux risques extérieurs plutôt que les seules réserves disponibles.
Royaume-Uni, Allemagne et Argentine : les conséquences des choix énergétiques
Le Royaume-Uni illustre les conséquences possibles d’une détérioration de la sécurité énergétique. Classé au 41e rang, il tomberait au 91e si l’on neutralisait son avantage de revenu, et au 96e si l’on retenait un PIB par habitant médian.
Sa richesse lui permet donc de mieux absorber les coûts et les chocs, sans pour autant corriger les faiblesses structurelles de son approvisionnement. Entre 2005 et 2024, la part de son électricité issue de sources pilotables est passée de 99,3 % à 65,5 %, tandis que sa dépendance aux importations d’énergie progressait de 4,5 % à 44 %.
Les auteurs mettent également en évidence les conséquences de la sortie allemande du nucléaire, qui a contribué à réduire les capacités de production pilotable et à accroître la dépendance du pays aux importations d’électricité, notamment durant les périodes de faible production éolienne.
Ils évoquent aussi l’Argentine, où la réglementation du gaz a contribué à décourager l’investissement étranger. Celui-ci est passé de 0,6 % du PIB en 2005 à presque zéro en 2011.
Singapour offre un autre modèle de gestion du risque : aucun fournisseur ne représente plus de 30 % de ses importations de gaz.
Ces exemples illustrent trois leviers distincts : préserver une capacité de production fiable, éviter les politiques qui découragent l’investissement et limiter la concentration des approvisionnements.
Les recommandations de l’Adam Smith Institute et leurs limites
Les recommandations de l’ASI sont nettement orientées vers l’offre : maximiser la production nationale de pétrole et de gaz, accélérer le développement du nucléaire et cesser de privilégier la construction de nouvelles capacités éoliennes et solaires.
Ce raisonnement repose notamment sur la pondération accordée à l’électricité pilotable dans l’indice. Selon le scénario des auteurs, chaque tranche de 10 TWh d’électricité éolienne ou solaire remplaçant une production au gaz ferait reculer le score britannique de 0,74 point.
À l’inverse, un scénario de réforme de l’offre énergétique pourrait faire passer le Royaume-Uni du 41e au 9e rang.
Cette projection doit toutefois être interprétée avec rigueur. L’indice ne prend en compte ni les coûts complets des technologies ni leurs impacts environnementaux. Le scénario présenté ne constitue pas une prévision et ne prouve pas que toute nouvelle capacité renouvelable réduit la sécurité énergétique.
Il montre plutôt qu’une production intermittente ne remplace pas nécessairement une capacité pilotable équivalente.
Le Canada se classe au 3e rang, ce qui constitue un résultat favorable. Il doit néanmoins examiner ses vulnérabilités provinciales, la capacité de ses réseaux et la croissance de la demande.
2. Un système énergétique mondial sous tension
La transition énergétique à l’épreuve des chiffres
Les données mondiales imposent de distinguer les ambitions de transition de la structure réelle de l’approvisionnement.
En 2024, les hydrocarbures ont fourni 86 % de l’énergie primaire mondiale, contre 6,5 % pour l’éolien et le solaire, tandis que la consommation de chacun des combustibles fossiles atteignait un sommet (Lin, 2026, chap. 4).
Selon Graham et Finlayson (2026), les combustibles fossiles représentent 81 % de l’offre énergétique mondiale, contre 76 % au Canada.
Mills (2026) souligne que la consommation de pétrole par habitant est demeurée stable pendant vingt ans, malgré près de 20 000 milliards de dollars consacrés à la transition en Europe et aux États-Unis.
Ces chiffres ne signifient pas que les nouvelles technologies sont inutiles. Ils montrent plutôt que la transformation du système énergétique est plus lente et plus complexe que ne le laissent entendre certains objectifs politiques.
La guerre en Ukraine et les dépendances européennes
La guerre en Ukraine a brutalement révélé le coût stratégique d’une dépendance excessive à un fournisseur.
Avant l’invasion de 2022, l’Allemagne obtenait plus de 55 % de son gaz de la Russie (Exner-Pirot, 2024). Les livraisons russes par gazoduc à l’Union européenne sont ensuite passées de 140 milliards de mètres cubes en 2021 à 27 milliards en 2023 (Aliakbari et Mejía, 2025).
Le gaz naturel liquéfié (GNL) américain a comblé une partie du déficit. Il représentait 60 % du GNL importé par l’Union européenne en janvier 2026, contre 24 % au début de 2021, ce qui suscite des inquiétudes quant à une nouvelle concentration des approvisionnements (IISS, 2026).
L’Allemagne a accéléré l’approbation de son premier terminal flottant de GNL après l’adoption d’une loi d’accélération en mai 2022. Celui-ci a été mis en service dès décembre de la même année (Exner-Pirot, 2024).
Cette rapidité contraste avec les difficultés que rencontrent habituellement les grands projets énergétiques dans les démocraties occidentales. Elle démontre que la capacité d’autoriser et de construire rapidement des infrastructures constitue un facteur de sécurité nationale en période de crise.
Une analyse du cycle de vie montre que le GNL canadien émet environ 14 fois moins de gaz à effet de serre que le gaz russe acheminé par gazoduc. Toutefois, les volumes maximaux envisagés ne couvriraient que 6 % des besoins énergétiques européens (Bilgili, 2025).
Le Canada peut donc contribuer à la diversification des approvisionnements, sans pour autant prétendre répondre à l’ensemble des besoins européens.
L’Asie centrale et la géopolitique des routes énergétiques
En Asie centrale, la concurrence entre Moscou et Pékin révèle une autre dimension de la sécurité énergétique : le contrôle des voies d’exportation peut restreindre l’autonomie des producteurs, même lorsque ceux-ci disposent de ressources abondantes.
Selon Weitz (2025), la Russie conserve une position militaire dominante, tandis que la Chine accroît son influence économique dans la région.
Le Kazakhstan est devenu le premier partenaire économique de la Chine dans la région en 2023, avec plus de 40 milliards de dollars d’échanges. Pourtant, plus de 80 % du pétrole kazakh continue de transiter par la Russie (Weitz, 2025).
La possession de ressources ne garantit donc pas l’indépendance lorsque les voies d’acheminement demeurent concentrées.
Fried (2025) décrit cette évolution comme un « nouveau Grand Jeu », dans lequel les capitales d’Asie centrale cherchent à diversifier leurs partenaires.
Parallèlement, le gazoduc Power of Siberia 1 a contribué à une hausse de 127 % des exportations gazières russes vers la Chine entre 2021 et 2023 (Aliakbari et Mejía, 2025).
Les sanctions et les ruptures commerciales ne font donc pas nécessairement disparaître les dépendances : elles peuvent simplement en déplacer le centre de gravité.
Pour les pays importateurs comme pour les exportateurs, la diversification des marchés et des infrastructures constitue un impératif de résilience stratégique.
Iran et détroit d’Ormuz : les points de vulnérabilité du commerce mondial
La guerre menée contre l’Iran a rendu ces vulnérabilités encore plus tangibles.
Le 18 mars 2026, des frappes israéliennes ont visé South Pars, le plus grand champ gazier du monde, avant que Téhéran ne riposte contre des infrastructures énergétiques du Golfe, notamment des installations liées au North Field qatari, un pôle majeur de production de GNL (Kasapoğlu, 2026).
Les fermetures temporaires du détroit d’Ormuz, survenues à quelques reprises au printemps, ont perturbé les chaînes d’approvisionnement pétrolières mondiales (Graham et Finlayson, 2026; Mills, 2026).
La concentration des infrastructures énergétiques et des routes maritimes autour de quelques points de passage stratégiques suffit ainsi à transformer un conflit régional en choc économique mondial.
Les conséquences ne se limitent d’ailleurs pas au pétrole et au gaz.
Dans plusieurs États du Golfe, l’approvisionnement en eau potable dépend directement du dessalement. Celui-ci fournit environ 90 % de l’eau potable du Koweït, 86 % de celle d’Oman et 70 % de celle de l’Arabie saoudite.
Une usine de dessalement à Bahreïn a déjà été frappée (Kasapoğlu, 2026).
La vulnérabilité énergétique peut donc se répercuter sur les infrastructures hydriques, l’industrie et les services essentiels.
La sécurité énergétique doit dès lors être comprise comme une composante de la résilience économique et de la sécurité nationale, et non comme un enjeu sectoriel isolé.
Les technologies émergentes et leurs limites matérielles
Les technologies émergentes peuvent contribuer à renforcer la résilience énergétique, mais elles ne suppriment pas les contraintes matérielles.
Un rapport de Stanford souligne que les systèmes énergétiques évoluent sur plusieurs décennies, en raison de la durée de vie des infrastructures et des délais nécessaires à leur construction (Lin, 2026).
Le nucléaire connaît un regain d’intérêt, notamment avec les réacteurs Vogtle 3 et 4 et les projets de petits réacteurs modulaires.
La géothermie présenterait un potentiel de 975 GW de capacité pilotable sur les terres fédérales américaines. Les batteries fer-air promettent quant à elles jusqu’à 100 heures de stockage, contre environ 4 heures pour les batteries lithium-ion (Lin, 2026).
Il ne faut toutefois pas confondre ces perspectives avec des capacités déjà disponibles.
L’hydrogène « vert » représente moins de 1 % de la production mondiale d’hydrogène, la Chine contrôle 90 % de la production d’aimants en terres rares et la demande américaine d’électricité pourrait augmenter de 25 % en cinq ans (Lin, 2026).
Le développement des technologies bas carbone dépend donc de chaînes d’approvisionnement, de matériaux, de capitaux et d’infrastructures fiables.
Une stratégie énergétique crédible doit, par conséquent, tenir compte des délais de construction, de la disponibilité des équipements et de la capacité des réseaux à répondre à la demande.
3. Amérique du Nord, Canada et Québec : démocratiser le débat énergétique
Le paradoxe canadien : l’abondance des ressources et la concentration des marchés
Le Canada possède d’importantes réserves énergétiques, mais son intégration commerciale comporte certains risques.
Il est le 4e producteur mondial de pétrole, le 5e de gaz naturel et le 2e d’uranium. Pourtant, 89 % de ses exportations énergétiques sont destinées aux États-Unis (Graham et Finlayson, 2026).
Cette relation est mutuellement avantageuse. Elle permet aux ménages américains d’économiser 2,2 milliards de dollars par année et génère 200 milliards de dollars d’échanges énergétiques bilatéraux (Shariati, 2026; MacPherson et Giguère, 2025).
L’intégration nord-américaine constitue donc un atout économique, et non un problème en soi.
Le risque réside plutôt dans l’absence d’alternatives suffisantes en cas de détérioration des relations commerciales ou politiques.
La diversification des marchés mérite ainsi une place centrale dans la stratégie canadienne.
Or, aucun des 18 projets de GNL proposés depuis 2011 n’était en exploitation au début de 2025 (Aliakbari et Mejía, 2025).
Ce bilan soulève des questions sur la capacité du pays à transformer ses ressources en infrastructures productives et en débouchés commerciaux.
La diversification ne se réalise pas par de simples déclarations politiques. Elle exige des investissements, des autorisations prévisibles, des infrastructures de transport et des contrats à long terme.
Il ne s’agit pas de remplacer une dépendance américaine par une dépendance asiatique ou européenne, mais de donner aux producteurs canadiens davantage de choix et de réduire leur exposition à un marché unique.
L’électricité canadienne : des modèles provinciaux contrastés
Le portrait de l’électricité canadienne est lui aussi plus diversifié qu’on ne le laisse parfois entendre.
Sur les 622 TWh produits en 2024, l’hydroélectricité représentait 57,4 %, le gaz naturel 15,4 %, le nucléaire 13,5 % et le charbon 3,5 % (Exner-Pirot, 2026).
L’Ontario s’appuie principalement sur le nucléaire et l’hydroélectricité (Green et al., 2026).
L’Alberta a remplacé une grande partie de sa production au charbon par le gaz naturel, tandis que la Saskatchewan maintient le charbon comme source de transition vers le nucléaire (Exner-Pirot, 2026).
Ces trajectoires démontrent qu’il n’existe pas de modèle énergétique unique applicable à l’ensemble des provinces. Les ressources disponibles, les réseaux et les besoins locaux déterminent les choix possibles.
Une difficulté plus fondamentale se dessine toutefois : la capacité de production électrique du Canada stagne depuis 2008, alors que sa population a augmenté de 24 %.
En mars 2024, le pays est devenu importateur net d’électricité (Exner-Pirot, 2026).
Ce constat mérite davantage d’attention que les déclarations générales sur l’abondance des ressources.
Une puissance énergétique qui ne développe pas suffisamment ses capacités de production et de transport risque de perdre progressivement son avantage, même si elle conserve d’importantes réserves dans son sous-sol.
Une demande croissante et des infrastructures insuffisantes
La croissance de la demande devrait accentuer cette pression.
Les centres de données, dont l’alimentation reposera largement sur le gaz naturel dans une première phase selon Mills (2026), l’électrification des transports et la croissance démographique accroîtront les besoins énergétiques.
Les transports demeurent alimentés à 98,7 % par les combustibles fossiles (Green et al., 2026).
L’Association nucléaire canadienne estime qu’il faudra ajouter 150 GW de capacité ferme d’ici le milieu du siècle (Graham et Finlayson, 2026).
L’ampleur de ces besoins impose de dépasser les slogans. Il faudra construire des installations, renforcer les réseaux et garantir une production suffisante pendant les périodes de pointe.
La planification doit partir de la demande réelle et des contraintes du système, plutôt que de présumer qu’une technologie particulière répondra à tous les besoins.
Les hydrocarbures jouent également un rôle industriel qui dépasse largement leur utilisation comme carburants.
Environ 8 % de l’énergie primaire canadienne est utilisée comme matière première dans les procédés industriels.
Le gaz naturel représente par ailleurs de 72 à 85 % du coût de production de l’ammoniac, un intrant essentiel à la fabrication des engrais (Graham et Finlayson, 2026; Shariati, 2026).
Une politique qui néglige ces usages risque de sous-estimer les effets de ses décisions sur les coûts de production, l’agriculture et la compétitivité industrielle.
L’énergie est à la fois un service essentiel, un intrant économique et un facteur déterminant dans la localisation des investissements.
Le Québec : une richesse énergétique qui n’élimine pas les dépendances
Le Québec illustre particulièrement bien les contradictions possibles entre richesse énergétique et dépendance.
Les hydrocarbures représentent près de la moitié de l’énergie consommée dans la province, mais ils sont entièrement importés de l’Ouest canadien ou des États-Unis.
Parallèlement, une loi adoptée en 2022 interdit toute production locale d’hydrocarbures.
Selon certaines estimations, les réserves gazières québécoises pourraient couvrir la demande provinciale pendant une période allant de 37 à 207 ans (Giguère, 2026).
Ces estimations ne prouvent pas la viabilité économique ou environnementale d’une éventuelle exploitation.
Elles soulèvent néanmoins une question fondamentale : sur quels critères le Québec devrait-il déterminer quelles ressources peuvent être développées, lesquelles doivent demeurer inexploitées et quels risques sont acceptables?
Une politique cohérente doit expliciter ses arbitrages plutôt que de les exclure d’emblée.
L’hydroélectricité, pilier du modèle énergétique québécois, n’est pas non plus une ressource illimitée.
Hydro-Québec a été importatrice nette d’électricité en 2025 et facture désormais deux fois plus cher les nouveaux centres de données (Exner-Pirot, 2026).
Ces évolutions rappellent que même une province dotée d’un important parc hydroélectrique doit effectuer des arbitrages entre les usages, les investissements et les besoins futurs.
La réputation de producteur d’électricité propre et abondante ne dispense pas de maintenir une capacité suffisante, de planifier les infrastructures et de tenir compte du coût d’opportunité de chaque nouvelle demande.
Redonner aux citoyens les moyens de comprendre les choix énergétiques
Le débat doit être démocratisé et tenir compte des préférences de la population ainsi que des contraintes économiques.
Selon Green et ses collaborateurs (2026), 19 % des Canadiens souhaitent laisser les hydrocarbures dans le sol, tandis que des sondages Nanos montrent un appui au développement des ressources (Graham et Finlayson, 2026).
Ces résultats ne doivent pas être interprétés comme un mandat uniforme, puisque les opinions varient selon la formulation des questions et les arbitrages proposés.
Ils montrent néanmoins la nécessité de distinguer les objectifs des moyens.
Selon Lomborg (2026), le climat, qui constituait la priorité de 42 % des Canadiens en 2019, ne l’était plus que pour 18 % d’entre eux en 2025, derrière les préoccupations liées à l’abordabilité.
Il est donc crucial d’expliquer les avantages, les inconvénients et les compromis des différentes politiques énergétiques afin de permettre des décisions éclairées.
Conclusion : la sécurité énergétique exige davantage que des intentions
La sécurité énergétique ne se limite pas aux hydrocarbures.
Elle relève d’un réalisme économique et stratégique qui exige de connaître les dépendances, d’évaluer les risques, de diversifier les approvisionnements et de développer les capacités nécessaires avant que les crises ne surviennent.
Pour le Canada et le Québec, la question n’est pas de choisir entre l’abondance et la transition, mais de concilier les objectifs environnementaux avec une énergie fiable, abordable et disponible.
Une politique énergétique sérieuse doit préserver la prospérité, soutenir l’investissement et protéger la population contre les ruptures d’approvisionnement.
Car la sécurité énergétique ne se décrète pas : elle se construit, s’entretient et se mesure à l’épreuve de la réalité.
Bibliographie
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