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

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.

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.

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.

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.

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.

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 %.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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

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.

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.

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.