ARCHIVÉ – Aperçu de la situation énergétique au Canada 2013 - Note d’information sur l’énergie

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ISSN 1917-5078

Juin 2014

Droit d’auteur et droit de reproduction

Préface

L’Aperçu de la situation énergétique au Canada de l’Office national de l’énergie en est à sa huitième édition. Cette analyse fournit des données de base sur l’approvisionnement en énergie et les marchés énergétiques au Canada. La version de cette année est un complément au rapport de synthèse de l’Office intitulé Dynamique du marché de l’énergie au Canada - 2013, dans lequel on relate un certain nombre de faits importants qui ont émergé en 2013 dans le secteur énergétique. Ces produits d’information contribuent à rendre les marchés énergétiques du pays plus transparents et aident les Canadiens à mieux comprendre les questions touchant l’énergie.

L’édition 2013 distingue des précédentes dans la façon dont l’information est présentée, les tableaux et les figures faisant appel à une approche Web et les exposés étant plus courts. Ainsi, le lecteur ne trouvera des textes explicatifs que dans certains cas où il est utile de faire une mise en contexte pour exposer les tendances représentées. Par ailleurs, une description accompagne tous les tableaux et graphiques.

Tableau 1 - Statistiques importantes sur l’énergie et l’économie au Canada

Tableau 1 - Statistiques importantes sur l’énergie et l’économie au Canada

  2012 2013 Variation (%)
Contribution directe de l’énergie au PIB (en %) 9,5 9,6 1,1
Recettes annuelles tirées des exportations d’énergie (en G$) 105,1 111,0 5,7
Contribution du secteur de l’énergie aux recettes tirées des exportations canadiennes (en %) 22,7 23,3 2,6
Prix moyen du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI) (en $ US le baril) 94,1 97,9 4,0

Sources : Statistique Canada, Energy Information Administration (É.-U.)

Version textuelle

Ce tableau livre des statistiques sur l’énergie et l’économie au Canada. La contribution directe du secteur de l’énergie au produit intérieur brut (PIB) est demeurée relativement stable en 2013, par rapport à 2012. Les recettes annuelles tirées des exportations d’énergie ont augmenté durant la même période, tout comme leur part des recettes totales tirées des exportations de marchandises. Le cours moyen du brut WTI était en hausse en 2013, comparativement à l’année précédente.

Figure 1 - Recettes nettes d’exportation d’énergie

en G$

Figure 1 - Recettes nettes d’exportation d’énergie

(a) Estimations
Source : Statistique Canada

Version textuelle

Ce graphique présente les recettes nettes, en milliards de dollars, provenant des exportations selon les produits, de 2009 à 2013. En 2013, les exportations nettes d’énergie ont totalisé près de 70 milliards de dollars, les principaux contributeurs ayant été le pétrole brut et le bitume brut avec des recettes d’environ 55 milliards de dollars. Viennent ensuite le gaz naturel, le pétrole raffiné, l’électricité et les autres produits énergétiques, dont les recettes ont été, respectivement, d’environ 7 milliards, 1,8 milliard, 2,0 milliards et 3,5 milliards de dollars. De 2009 à 2013, les recettes nettes d’exportation d’énergie provenant du pétrole brut et du bitume brut ont surpassé celles de tous les autres produits et leur part n’a pas cessé d’augmenter.

Tableau 2 - Production d’énergie au Canada selon la source (en pétajoules)

Table 2 - Production d’énergie au Canada selon la source (en pétajoules)
  2009 2010 2011 2012 2013[a] Variation %
(2012-2013)
Pétrole[b] 6 785 7 090 7 506 8 057 8 795 9,2
Gaz naturel[c] 5 984 5 772 5 765 5 484 5 555 1,3
Hydroélectricité 1 314 1 253 1 339 1 357 1 396 2,9
Énergie nucléaire 306 308 318 322 349 8,4
Charbon 1 382 1 535 1 524 1 520 1 593 4,8
Énergie éolienne, marémotrice et solaire[d] 24 32 37 42 33 -19,9
Autres[e] 534 548 567 487 474 -2,7
Total 16 330 16 537 17 056 17 268 18 194 5,4
Variation annuelle (en %) -3,9 1,3 3,1 1,2 5,4  

[a] Estimations
[b] Comprennent le pétrole brut et les liquides de gaz naturel extraits aux usines à gaz, le bitume valorisé et non valorisé et les condensats. Estimation pour 2012.
[c] Gaz naturel commercialisable. Les données pour 2012 sont une estimation.
[d] Les estimations mensuelles compilées pour 2013 ne tiennent pas compte des petits producteurs. Il se pourrait que les données pour l’année en question soient revues à la hausse quand les estimations annuelles seront connues. Voir la note accompagnant le tableau 5.
[e] Comprennent les déchets de bois solides, la lessive de pâte épuisée, le bois et les autres combustibles servant à produire l’électricité. Ces données sont des estimations.

Sources : Office national de l’énergie, Statistique Canada, Ressources naturelles Canada

Version textuelle

Ce tableau indique la production d’énergie au Canada selon la source, soit le pétrole, le gaz naturel, l’hydroélectricité, l’énergie nucléaire, le charbon, les énergies éolienne, marémotrice et solaire, et les autres sources, de 2009 à 2013. Au cours de la période, la production d’énergie a augmenté chaque année pour atteindre 18 194 pétajoules en 2013. La hausse de la production de gaz naturel en 2013 est une première depuis 2009.

Tableau 3 - Consommation d’énergie secondaire[1] au Canada (en pétajoules)

Table 3 - Consommation d’énergie secondaire au Canada(en pétajoules)
  2009 2010 2011 2012 2013[a] % Change,
(2012-2013)
Résidentiel 1 321 1 265 1 352 1 282 1 292 0.7
Commercial 1 049 1 027 1 080 1 044 1 064 1.9
Industriel 2 231 2 351 2 470 2 552 2 589 1.4
Transports 2 531 2 619 2 598 2 586 2 666 3.1
Total 7 132 7 262 7 499 7 464 7 610 2.0
Variation annuelle (en %)   1.8 3.3 -0.5 2.0  

[a] Remarque : Les données sur la demande d’énergie pour 2012 et les années précédentes proviennent du Bulletin sur la disponibilité et écoulement d’énergie au Canada de Statistique Canada. La demande pour 2013 a été estimée à partir de diverses données mensuelles de Statistique Canada. Les valeurs indiquées peuvent, pour toutes les années indiquées, ne pas correspondre à celles apparaissant dans le Rapport sur l’avenir énergétique 2013 de l’Office national de l’énergie. Ces divergences tiennent à la catégorisation des données.

Sources : Office national de l’énergie, Statistique Canada

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Ce tableau dresse une synthèse de la consommation intérieure d’énergie secondaire selon les secteurs, soit résidentiel, commercial, industriel et transports, de 2009 à 2013. Cette consommation a augmenté de 2009 à 2011, avant de reculer de 2011 à 2012 et de repartir à la hausse de 2012 à 2013, année où elle a atteint 7 610 pétajoules. Dans le secteur industriel, la consommation d’énergie secondaire a enregistré une croissance chaque année de 2009 à 2013.

Figure 2 - Nombre de puits forés dans l’Ouest canadien

Détails

En 2013, le nombre de puits forés dans l’Ouest du Canada a légèrement fléchi par rapport à l’année précédente. L’intensification des activités de forage ciblant du gaz s’explique par le fait que les sociétés visaient des gisements riches en liquides de gaz naturel dont le prix est plus élevé et qui génèrent plus de revenus. Les activités de forage ciblant du pétrole ont ralenti en 2013, aucun nouveau gisement de pétrole de réservoirs étanches n’ayant été relevé, et les sociétés ayant concentré leurs efforts à la mise en valeur de leurs propriétés à un rythme se rapprochant de celui de 2012.

Figure 2 - Nombre de puits forés dans l’Ouest canadien

Source : Analyse par l’ONÉ des données de Divestco Inc.

Version textuelle

Cette figure comporte deux graphiques. Le premier, à barres, indique le nombre de puits forés dans l’Ouest du Canada de 2004 à 2013. Le nombre de puits forés ciblant du gaz naturel est passé d’environ 17 900 en 2004 à 1 800 en 2013. Le second graphique, à anneaux, montre qu’alors qu’en 2005, 20 % des puits forés ciblaient du pétrole, en 2013, la proportion était passée à 77 %.

Figure 3(A) - Dépenses pour l’achat de droits fonciers pour le pétrole, le gaz et les sables bitumineux dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC) – Recettes tirés des droits fonciers

Détails

Les recettes des gouvernements provinciaux de l’Ouest canadien tirées des droits fonciers pour le pétrole ont chuté à un milliards de dollars, le plus bas niveau depuis 2002. Seule la Colombie-Britannique a enregistré une hausse. En 2012, l’industrie n’a pas relevé de nouveaux et importants gisements de pétrole ou de gaz, ce qui a réduit l’offre des parcelles et les soumissions sur celles-ci.

Dans la même année, les sociétés se sont engagées à consacrer 2,05 milliards de dollars à long terme à l’exploration de pétrole et de gaz afin d’acquérir les droits fonciers pour le pétrole sur douze parcelles au large de la côte Est. En 2013, il n’y a eu aucune soumission du genre au large des côtes de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve-et-Labrador.

Dans le Nord canadien, les sociétés se sont engagées à consacrer 1,2 million de dollars pour acquérir les droits fonciers sur une seule parcelle dans la partie centrale de la vallée du Mackenzie.

en G$

Figure 3(A) - Dépenses pour l’achat de droits fonciers pour le pétrole, le gaz et les sables bitumineux dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC) – Recettes tirés des droits fonciers

Sources : Gouvernements provinciaux

Version textuelle

Ce graphique présente les recettes des gouvernements provinciaux tirées des activités liées aux droits fonciers pour l’exploration pétrolière et gazière. Au cours de la période 2004-2013, les recettes de l’Alberta au titre des droits fonciers ont atteint un sommet en 2011, à plus de 3,5 milliards de dollars. En ce qui a trait à la Colombie-Britannique et à la Saskatchewan, c’est en 2008 qu’elles ont enregistré des recettes record, soit 2,7 milliards et 1,2 milliard de dollars respectivement. Depuis 2009, les recettes de l’Alberta au titre des droits fonciers pour les sables bitumineux sont demeurées sous les 50 millions de dollars par année, après avoir connu un sommet de près de 2 milliards de dollars en 2006.

Figure 3(B) - Dépenses pour les activités liées aux droits fonciers pour le pétrole, le gaz et les sables bitumineux dans le BSOC

Superficie (en millions ha)

Figure 3(B) - Dépenses pour les activités liées aux droits fonciers pour le pétrole, le gaz et les sables bitumineux dans le BSOC

Source : Gouvernements provinciaux

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Cette figure résume les activités liées aux droits fonciers pour le pétrole et le gaz en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan, ainsi que pour les sables bitumineux en Alberta. De 2004 à 2013, en Alberta, les activités liées aux droits d’exploration ont porté sur une superficie d’environ 2,8 millions d’hectares par année. En Saskatchewan, la moyenne annuelle des baux et des droits d’exploration s’est établie à environ 0,49 million d’hectares, tandis qu’elle était d’environ 0,46 million d’hectares en Colombie-Britannique. Pour ce qui est des sables bitumineux en Alberta, la moyenne était d’environ 0,55 million d’hectares.

Figure 4 - Production de pétrole brut

Détails

En 2013, la production de pétrole brut au Canada a augmenté de 7,7 % par rapport à 2012, pour atteindre 0,55 million de mètres cubes par jour ou 3,5 millions de barils par jour en moyenne, selon les estimations. Cette croissance est en grande partie attribuable à l’augmentation de la production de pétrole tirée des sables bitumineux, à une relance de la production sur la côte Est et à hausse de la production de pétrole de réservoirs étanches dans le BSOC.

En 2013 également, on estime que la production de pétrole issue des sables bitumineux a totalisé 0,31 million de mètres cubes par jour (1,95 million de barils par jour). La production de pétrole brut synthétique était en hausse de 3,8 %, par rapport à 2012, tandis que celle du bitume non valorisé a été de 12,8 % durant la même période.

La production de pétrole au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador a augmenté de 16,3 % comparativement à 2012, un essor qui s’explique par la remise en production de plusieurs gisements après un long arrêt rendu nécessaire pour effectuer des travaux d’entretien.

10³m³/j
106 b/j
Figure 4 - Production de pétrole brut

Sources : Organismes provinciaux œuvrant dans le secteur de l’énergie, offices des hydrocarbures extracôtiers, Office national de l’énergie

Version textuelle

Cette figure est constituée de trois graphiques. Le premier montre que la production de pétrole brut au Canada a augmenté chaque année de 2009 à 2013.

Le graphique à secteurs indique le pourcentage de la production canadienne totale de pétrole et d’équivalents selon la province. En 2013, l’Alberta a compté pour 77 % de la production canadienne. Elle est suivie de la Saskatchewan à 13,6 %. Viennent ensuite Terre-Neuve, le Manitoba, la Colombie-Britannique, les Territoires du Nord-Ouest et le Nunavut, la Nouvelle-Écosse et l’Ontario, dont la production a représenté, respectivement, 6,4 %, 1,5 %, 1,2 %, 0,3 %, 0,06 % et 0,04 % de la production canadienne.

Le dernier graphique livre les volumes de production en 2013 selon le type de pétrole brut. Le brut léger classique et le condensat se sont taillés la part du lion, suivis du bitume non valorisé, du brut synthétique et du brut lourd classique.

Figure 5 - Production de bitume brut

10³m³/j
106 b/j
Figure 5 - Production de bitume brut

Source : Alberta Energy Regulator (AER)

Version textuelle

En 2013, la production de bitume par extraction à ciel ouvert a totalisé 155,2 milliers de mètres cubes par jour (0,98 million de barils par jour), comparativement à 176,2 milliers de mètres cubes par jour (1,1 million de barils par jour) pour la récupération in situ et à 148,8 milliers de mètres cubes par jour (0,94 million de barils par jour) pour le bitume valorisé.

Figure 6 - Prix du pétrole WTI et du Brent de la mer du Nord

en $US/b

Figure 6 - Prix du pétrole WTI et du Brent de la mer du Nord

Source : EIA

Version textuelle

Ce graphique présente deux cours de référence pour le pétrole brut léger, soit le WTI à Cushing, en Oklahoma, et le Brent (mer du Nord), de 2009 à 2013. Depuis 2011, le prix du WTI reste en-dessous de celui du Brent, une situation qui s’explique en partie par le déséquilibre entre l’offre et la demande dans le centre du continent américain. En moyenne, le cours du Brent s’est établi à 10,73 $US au-dessus de celui du WTI en 2013, ce qui représente un moins grand écart que les 17,53 $US enregistrés en moyenne l’année précédente.

Figure 7 - Prix du pétrole Maya mexicain et du pétrole Western Canadian Select

Détails

Les cours affichés pour deux repères de pétrole brut lourd, le Western Canadian Select (WCS), à Hardisty, en Alberta, et le pétrole Maya du Mexique de qualité comparable, sur la côte américaine du golfe du Mexique, sont demeurés proches l’un de l’autre en 2009 et durant la première moitié de 2010. Par la suite, en raison des problèmes qu’a rencontrés le pétrole lourd de l’Ouest canadien à atteindre les marchés, le prix du WCS a commencé à décliner par rapport à celui du Maya mexicain. En décembre 2013, l’écart de prix entre les deux produits se situait à 18,07 $US le baril.

en $US/bFigure 7 - Prix du pétrole Maya mexicain et du pétrole Western Canadian Select

Source : EIA

Version textuelle

Ce graphique présente les prix du pétrole WCS et du pétrole Maya de 2009 à 2013. Depuis 2010, le prix du WCS a été sans cesse inférieur à celui du Maya à cause de l’engorgement pipelinier dans le Midwest américain.

Figure 8
Exportations et importations annuelles de pétrole brut canadien - A)
Prix à l’exportation du brut léger et du brut lourd - B)

10³m³/j
$/b
Figure 8 - Exportations et importations annuelles de pétrole brut canadien - A) et Prix à l’exportation du brut léger et du brut lourd - B)

(a) Estimations
Sources : Office national de l’énergie, Statistique Canada

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Cette figure renferme deux graphiques. Le graphique A présente les exportations et les importations annuelles canadienne de pétrole brut. De 2009 à 2013, les importations sont demeurées relativement stables, à environ 100 milliers mètres cubes par jour (0,6 million de barils par jour). Par contre, les exportations sont passées de 291 milliers de mètres cubes par jour (1,8 million de barils par jour) en 2009 à 408 milliers de mètres cubes par jour (2,6 millions de barils par jour) en 2013.

Le graphique B révèle les prix mensuels à l’exportation pour le pétrole brut léger et le pétrole lourd canadiens, ainsi que les écarts de prix entre les deux produits, en dollars le baril, de 2009 à 2013. Les prix mensuels du brut léger ont augmenté, d’environ 49 $ le baril en 2009 à 92 $ le baril en 2013. Quant aux prix à l’exportation du brut lourd, ils ont affiché la même tendance, passant de 35 $ le baril environ en 2009 à 76 $ le baril en 2013.

Tableau 4 - Prix du pétrole et des produits raffinés canadiens

Table 4 - Prix du pétrole et des produits raffinés canadiens
Produit 2012 2013 Variation Variation (en %)
Essence (cents/litre) 127,5 127,9 0,4 0,3
Diesel (cents/litre) 125,4 128,6 3,2 2,5
Mazout de chauffage (cents/litre) 117,7 120,4 2,7 2,3
Western Canadian Select (WCS) (en $ US/b, Hardisty) 73,2 71,5 -1,7 -2,3
Edmonton Par (en $ CA/bl) 86,0 92,8 6,8 7,9

Sources : Ressources naturelles Canada, EIA

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Ce tableau révèlent les prix moyens de produits pétroliers canadiens en 2012 et 2013, soit l’essence, le diesel et le mazout de chauffage, ainsi que les prix du pétrole WCS et Edmonton Par.

Figure 9 - Évolution du prix du gaz naturel en Amérique du Nord - Prix moyen sur trois jours au carrefour Henry

US$/MMBtu

Figure 9 - Évolution du prix du gaz naturel en Amérique du Nord - Prix moyen sur trois jours au carrefour Henry

Source : GLJ Publications Inc.

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Ce graphique livre les prix mensuels du gaz au carrefour Henry en dollars américains par million de BTU, de 2004 à 2013. Les prix du gaz naturel au carrefour Henry se sont établis, en moyenne, à 3,67 $ par MBTU en 2013, une hausse de 31 % par rapport à 2,80 $ en 2012. Au cours de 2013, les prix sont demeurés à l’intérieur d’une fourchette de 3,22 $US à 4,19  $US par MBTU. En Alberta, les prix se sont chiffrés, en moyenne, à 3,17 $ par MBTU, soit un niveau supérieur de 33 % par rapport de l’année précédente, quand les prix atteignaient un niveau moyen de 2,39 $ par MBTU.

Figure 10 - Stocks de gaz naturel au Canada et aux États-Unis

Détails

La saison d’injection servant à reconstituer les stocks de gaz naturel a pris fin durant la deuxième semaine de novembre, en 12013. À ce moment, les stocks canadiens et américains de gaz naturel se situaient à leur plus haut niveau, soit 128,9 1milliards de mètres cubes (4,5 1billions de pieds cubes). À la fin de 12013, ils n’étaient plus que de 98,7 1milliards de mètres cubes (3,5 1billions de pieds cubes); il s’agissait de leur plus bas niveau des cinq dernières années.

Tpi³

Figure 10 - Stocks de gaz naturel au Canada et aux États-Unis

Sources : EIA, Enerdata

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Ce graphique indique les stocks canadiens et américains de gaz naturel, en billions de pieds cubes. Il compare les stocks pour l’ensemble de l’exercice financier 2012/2013 et pour la période d’avril à décembre 2013. On y donne aussi la moyenne et les niveaux maximum et minimum des cinq dernières années. Les stocks de gaz naturel suivent la demande saisonnière. Ils sont à leur plus haut niveau en novembre et atteignent leur niveau le plus bas au printemps et à l’été.

Figure 11 - Consommation canadienne de gaz naturel

Détails

La consommation totale de gaz naturel au Canada a enregistré une hausse de 4,0 % en 2013 pour atteindre 244,5 millions de mètres cubes par jour. Il s’agit d’une progression de 9,5 millions de mètres cubes par jour par rapport à 2012. La consommation aux fins de l’exploitation des sables bitumineux a progressé de 4,3 % en 2013 et représente maintenant 38,1 % de la consommation industrielle (24,4 % en 2004) et 13,6 % de la consommation canadienne totale (6,0 % en 2004).

Mm³/j

Figure 10 - Stocks de gaz naturel au Canada et aux États-Unis

Source : Statistique Canada

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Ce graphique présente la consommation annuelle de gaz naturel selon le secteur (résidentiel, commercial, industriel, vente directes et autres), de 2004 à 2013. Depuis 2004, elle a augmenté de 12,6 %, principalement en raison du secteur industriel.

Figure 12 - Degrés-jours de chauffage durant l’année

Figure 12 - Degrés-jours de chauffage durant l’année

Source : Association canadienne du gaz (ACG)

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Ce graphique montre les degrés-jours de chauffage pendant l’année au Canada, de 2004 à 2013. Il s’agit d’une façon d’illustrer la demande d’énergie nécessaire pour chauffer un bâtiment. Elle est dérivée des mesures de température de l’air extérieur. On définit les degrés-jours de chauffage par rapport à une température de base, soit la température extérieure au-dessus de laquelle il n’est pas nécessaire de chauffer un bâtiment. De 2004 à 2013, le nombre de degrés-jours de chauffage a fluctué de 3 762 à 4 305 par année.

Figure 13 - Besoins annuels moyens d’achats de gaz naturel pour l’exploitation des sables bitumineux

Détails

Le gaz naturel sert à produire l’électricité et la vapeur nécessaire pour l’exploitation des sables bitumineux en Alberta. La vapeur aide à la séparation du bitume in situ et à la production d’hydrogène employée pour valoriser le bitume et en faire du brut synthétique. Les achats totaux de gaz naturel aux fins de l’exploitation des sables bitumineux se sont chiffrés à 46,7 millions de mètres cubes par jour (1,6 milliard de pieds cubes) en 2013, une hausse de 6,8 % par rapport à l’année précédente.

106m³/j
Gpi³/j
Figure 13 - Besoins annuels moyens d’achats de gaz naturel pour l’exploitation des sables bitumineux

(a) Estimations
Sources : Office national de l’énergie, AER

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Ce graphique représente les achats de gaz naturel durant l’année selon le type d’opérations liées à l’exploitation des sables bitumineux, soit l’extraction à ciel ouvert et la valorisation, la récupération in situ, et la cogénération, dont la cogénération pour l’extraction à ciel ouvert et la récupération in situ. L’intensification des opérations de récupération in situ a fait en sorte que les achats de gaz naturel représentent maintenant 43,0 % de tous les achats, comparativement à 30,0 % en 2004.

Figure 14 - Production canadienne de gaz naturel commercialisable

Détails

La production de gaz naturel commercialisable canadien est demeurée relativement stable depuis deux ans, n’ayant augmenté que de 1,3 % en 2013 par rapport à 2012 pour atteindre une moyenne annuelle de 395,6 millions de mètres cubes par jour (14,0 milliards de pieds cubes par jour) en 2013. L’activité continue d’être concentrée dans les gisements gaziers riches en liquides de l’Alberta et de la Colombie-Britannique. À l’extérieur du BSOC, les installations extracôtières d’Encana dans le gisement de Deep Panuke sont entrées en production en septembre 2013 et leur rendement de plus en plus élevé permet d’inverser la tendance à la baisse de la production dans l’Est du Canada.

Gm³
Tpi³
Figure 14 - Production canadienne de gaz naturel commercialisable

(a) Les données pour 2013 sont des estimations.
Sources : Office national de l’énergie avec le concours des gouvernements des provinces et territoires producteurs d’énergie

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Ce graphique montre la production annuelle de gaz naturel commercialisable au Canada par province, de 2004 à 2013. Cette production a atteint 145,2 milliards de mètres cubes (5,1 billions de pieds cubes) en 2013, un recul de 18 % depuis 2004. La production a augmenté de 1,3 % par rapport à l’année précédente, un phénomène qui s’explique par une croissance de 8,5 % en Colombie-Britannique. Depuis 2004, cette hausse a été de 44 % dans cette province.

Figure 15 - Exportations et importations canadiennes trimestrielles de gaz naturel

106m³/j
Gpi³/j
Figure 15 - Exportations et importations canadiennes trimestrielles de gaz naturel

Source : Office national de l’énergie

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Ce tableau livre les exportations et les importations trimestrielles de gaz naturel au Canada de 2011 à 2013. Les barres représentent les exportations et les importations de gaz naturel ainsi que les importations de gaz naturel liquéfié (GNL). La ligne correspond aux exportations nettes, c’est-à-dire la différence entre les exportations et les importations. Les exportations nettes se sont chiffrées, en moyenne, à 148,7 millions de mètres cubes par jour (5,3 milliards de pieds cubes par jour) en 2013, en hausse de 5 % par rapport à l’année précédente.

Tableau 5 - Approvisionnement et utilisation d’électricité (en TWh)

Tableau 5 - Approvisionnement et utilisation d’électricité (en TWh)
  2009 2010 2011 2012 2013[a] Variation
2012-2013
(en %)
Approvisionnement
Production totale 595,5 588,0 618,6 614,5 611,2 -0,5
Importations 18,6 20,2 16,1 11,4 10,7 -6,1
Offre totale 595,5 608,2 634,6 625,9 621,9 -0,6
Utilisation
Demande 542,2 562,6 581,8 567,4 559,2 -1,5
Exportations 53,3 45,6 52,8 58,5 62,7 7,3
Utilisation totale 595,5 608,2 634,6 625,9 621,9 -0,6

[a] Estimations : somme des estimations mensuelles

Sources : Statistique Canada, Office national de l’énergie

Remarque : Les données sur la production mensuelle d’électricité proviennent d’une enquête et ne tiennent pas compte des plus petits producteurs et de certaines centrales éloignées. Les données sur la production annuelle proviennent d’une différente enquête qui tient compte de ces plus petits producteurs. Pour cette raison, la somme des estimations mensuelles de la production a été, en moyenne, 2,8 % inférieure à la production déclarée dans l’enquête annuelle au cours des huit dernières années. Par conséquent, les estimations de la production d’électricité en 2013 seront presque certainement revues à la hausse quand les données annuelles seront connues.

Version textuelle

Ce tableau résume l’approvisionnement et l’utilisation d’électricité de 2009 à 2013.

Tableau 6 - Production d’électricité (en TWh)

Tableau 6 - Production d’électricité (en TWh)
  2009 2010 2011 2012 2013[a] Variation
2012-2013
(en %)
Hydroélectrique 365,1 348,0 372,1 376,9 387,6 2,9
Nucléaire 85,0 85,5 88,3 89,5 97,0 8,4
Thermique 136,9 142,8 145,3 133,8 117,2 -12,4
Éolienne, marémotrice et solaire 6,6 8,8 10,4 11,6 9,3 -19,9
Autre 1,9 3,0 2,5 2,7 0,1 -97,7
Total 595,5 589,0 618,6 614,5 611,2 -0,5

[a] Estimations en faisant la somme des données mensuelles estimatives. Voir la note accompagnant le tableau précédent.

Source : Statistique Canada

Version textuelle

Ce tableau présente la production d’électricité de 2009 à 2013. La production hydroélectrique et nucléaire a augmenté en 2013 par rapport à l’année précédente, tandis que la production thermique, éolienne, marémotrice et solaire ainsi que celle d’autres sources de cogénération a emprunté une tendance inverse.

Figure 16 - Prix moyens de l’électricité pour les utilisateurs du secteur résidentiel au Canada, 2012-2013

Cents/kWh

Figure 16 - Prix moyens de l’électricité pour les utilisateurs du secteur résidentiel au Canada, 2012-2013

Source : Comparaison des tarifs d’électricité dans des grandes villes en Amérique du Nord.
Hydro-Québec, 2013. Prix fondés sur les tarifs au 1er avril 2012 et et une consommation mensuelle de 1 000 kWh (taxes non incluses)

Version textuelle

Ce graphique compare les tarifs d’électricité que les consommateurs de diverses villes au Canada doivent payer. De façon générale, les tarifs ont augmenté par rapport à 2012, sauf à Toronto, où ils ont diminué, et à Moncton, où ils sont demeurés stables. C’est à Halifax que les tarifs d’électricité étaient les plus élevés en 2013, à 15,45 cents le kilowattheure. Suivent ensuite Charlottetown, à 14,87, et Calgary, à 14,81 cents le kilowattheure. Montréal, Winnipeg et Vancouver ont continué de bénéficier des tarifs les plus bas, soit respectivement de 6,87, 7,63 et 8,91 cents le kilowattheure.

Figure 17 - Exportations et importations annuelles d’électricité

TWh

Figure 17 - Exportations et importations annuelles d’électricité

(a) Estimations
Source : Office national de l’énergie

Version textuelle

Ce graphique illustre les exportations, les importations et les exportations nettes d’électricité au Canada durant l’année, de 2009 à 2013. Les exportations annuelles et les exportations nettes d’électricité ont augmenté de 2010 à 2013. En 2013, les exportations nettes d’électricité ont été d’environ 50 térawattheures.

Annexe 1 : Réserves de pétrole au Canada au 31 décembre 2013

en millions de mètres cubes
Réserves de pétrole brut
  Réserves initiales Production cumulative Réserves établies restantes
Pétrole brut classique
Pétrole léger  
Colombie-Britannique 135 116 19
Alberta 2 525 2 321 205
Saskatchewan 315 281 34
Manitoba 60 55 5
Total partiel - BSOC 3 035 2 773 262
 
Ontario 16 15 2
 
Zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse 7 7 0
Grands bancs de Terre-Neuve 464 233 231
Partie continentale des T.N.-O. et Yukon 53 44 9
Archipel de l’Arctique 1 1 0
Total partiel - Régions pionnières 524 284 240
 
Total partiel - Pétrole léger 3 575 3 071 503
 
Pétrole lourd  
Alberta 397 332 65
Saskatchewan 720 617 103
Total partiel - Pétrole lourd 1 117 949 167
Total - Pétrole classique 4 691 4 021 671
 
Sables bitumineux  
Projets d’extraction à ciel ouvert 6 157 874 5 283
Projets de récupération in situ 21 935 532 21 403
Total - Sables bitumineux 28 092 1 406 26 686
 
Total Canada 32 783 5 427 27 357

Sources :

  1. Office Canada - Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures pour la côte Est
  2. Estimations de l’Office nationale de l’énergie sur les réserves dans la partie continentale des Territoires et dans l’Archipel de l’Arctique
  3. Rapports de l’ERCB de l’Alberta de 2013 sur les réserves ainsi que sur l’offre et la demande
  4. Rapport annuel de 2009 sur les gisements de la Saskatchewan
  5. Rapport de 2011 sur les réserves d’hydrocarbures et de sousproduits de la Colombie-Britannique
  6. ACPP pour le Manitoba
  7. ACPP pour l’Ontario

 

en millions de barils
Réserves de pétrole brut
  Réserves initiales Production cumulative Réserves établies restantes
Pétrole brut classique
Pétrole léger  
Colombie-Britannique 843 723 120
Alberta 15 812 14 531 1 281
Saskatchewan 1 973 1 762 210
Manitoba 376 345 31
Total partiel - BSOC 19 003 17 361 1 641
 
Ontario 100 91 9
 
Zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse 44 44 0
Grands bancs de Terre-Neuve 2 904 1 458 1 446
Partie continentale des T.N.-O. et Yukon 331 276 55
Archipel de l’Arctique 3 3 0
Total partiel - Régions pionnières 3 282 1 781 1 501
 
Total partiel - Pétrole léger 22 385 19 233 3 152
 
Pétrole lourd  
Alberta 2 484 2 079 405
Saskatchewan 4 509 3 866 643
Total partiel - Pétrole lourd 6 993 5 945 1 048
Total - Pétrole classique 29 378 25 178 4 200
 
Sables bitumineux  
Projets d’extraction à ciel ouvert 38 555 5 473 33 082
Projets de récupération in situ 137 357 3 331 134 026
Total - Sables bitumineux 175 912 8 804 167 108
 
Total Canada 205 290 33 982 171 308

Annexe 2 - Réserves de gaz naturel au Canada[*] au 31 décembre 2013

en milliards de mètres cubes
Réserves de gaz naturel
  Réserves initiales Production cumulative Réserves établies restantes
Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien
Colombie-Britannique 1 622 698 924
Alberta 5 341 4 425 916
Saskatchewan 266 211 54
Total 7 228 5 335 1 894
 
Ontario 43 36 7
 
Régions pionnières
Nouveau-Brunswick 4 1 3
Zones extracôtières de la Nouvelle-Écosse 55 49 6
Terre-Neuve 106 0 106
Partie continentalle des T.N.-O. et Yukon 32 20 13
Delta du Mackenzie 0 0 0
Total - Régions pionnières 198 70 128
 
Total Canada 7 470 5 441 2 028

[*] Remarque : Les réserves de gaz naturel correspondent à la quantité totale de gaz commercialisable qui se trouve dans des gisements découverts et qui peut être extraite dans les conditions économiques actuelles.

Sources : Organismes provinciaux oeuvrant dans le secteur de l’énergie, offices des hydrocarbures extracôtiers, Office national de l’énergie


(milliard de pieds cubes)
Réserves de gaz naturel
  Réserves initiales Production cumulative Réserves établies restantes
Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien
Colombie-Britannique 57 258 24 649 32 609
Alberta 188 542 156 221 32 321
Saskatchewan 9 372 7 449 1 923
Total 255 173 188 320 66 853
 
Ontario 1 526 1 280 246
 
Régions pionnières
Nouveau-Brunswick 145 43 101
Zones extracôtières de la Nouvelle-Écosse 1 942 1 744 198
Terre-Neuve 3 749 0 3 749
Partie continentalle des T.N.-O. et Yukon 1 144 694 450
Delta du Mackenzie 11 7 4
Total - Régions pionnières 6 990 2 488 4 501
 
Total Canada 263 688 192 087 71 601

Note de fin de document

[1] Ressources naturelles Canada définit l’énergie secondaire comme étant l’énergie consommée par les utilisateurs finals à des fins résidentielles, agricoles, commerciales et industrielles, ainsi qu’à des fins de transport.

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