Profils énergétiques des provinces et territoires – Alberta

Production d’énergie

Pétrole brut

• En 2023, l’Alberta a produit 4,3 millions de barils par jour (« Mb/j ») de pétrole brut (condensats et pentanes plus compris) (figure 1). L’Alberta est la principale province productrice de pétrole brut au Canada et représentait 84 % de la production totale du pays en 2023.
• Plus des trois quarts de la production de pétrole brut de l’Alberta proviennent des sables bitumineux dans le Nord de la province. En 2023, l’Alberta comptait huit mines de sables bitumineux en exploitation et 26 installations de sables bitumineux employant des méthodes de récupération thermique in situ^{Note de bas de page 1}. En 2023, l’Alberta a extrait 3,4 Mb/j de bitume de ces sables. De cette quantité, près de 1,2 Mb/j de pétrole brut synthétique (« PBS ») ont été produits. Le PSB peut être transformé en produits pétroliers raffinés ou, dans certains cas, servir à diluer le bitume pour en faciliter le transport.
• Quatre usines de valorisation produisent actuellement du PBS en Alberta : Syncrude^{Note de bas de page 2}, Suncor^{Note de bas de page 3}, CNRL Horizon^{Note de bas de page 4} (toutes près de Fort McMurray) et Shell Scotford^{Note de bas de page 5} (à Edmonton). Ensemble, ces installations peuvent traiter approximativement 1,4 Mb/j de bitume.
• En 2023, l’Alberta a aussi produit 373,8 milliers de barils par jour (« kb/j ») de pétrole léger classique et 145,4 kb/j de pétrole lourd classique. La production de condensats et de pentanes plus de l’Alberta s’est élevée à 368,9 kb/j.
• Les ressources restantes de pétrole brut de l’Alberta, incluant les sables bitumineux, étaient estimées à 308 milliards de barils à la fin de 2021^{Note de bas de page 6}.

Produits pétroliers raffinés

• L’Alberta compte cinq raffineries : Strathcona (L’Impériale)^{Note de bas de page 7}, Edmonton (Suncor)^{Note de bas de page 8} et Scotford (Shell)^{Note de bas de page 9}, dans la région d’Edmonton; Sturgeon (NWR)^{Note de bas de page 10} à Redwater et Lloydminster (Cenovus)^{Note de bas de page 11} à Lloydminster. Ensemble, ces raffineries ont une capacité totale de traitement du pétrole de 569 kb/j, ce qui fait de l’Alberta la province ayant la plus grande capacité de raffinage au Canada. Les raffineries de l’Alberta ne transforment que du pétrole brut provenant de l’Ouest canadien, dont une grande partie de bitume et de pétrole brut synthétique mélangés.
• Le 1^er juin 2020, la raffinerie Sturgeon a commencé à traiter le bitume au moyen d’un mécanisme de tarification contre rémunération. Auparavant, elle ne traitait que le pétrole brut synthétique. L’Alberta Petroleum Marketing Commission^{Note de bas de page 12} du gouvernement de la province a signé une entente tarifaire de 30 ans en vertu de laquelle elle fournira 75 % de la charge d’alimentation de bitume requise à la raffinerie Sturgeon (politique de redevances en nature^{Note de bas de page 13} sous forme de bitume de l’Alberta).
• Le taux d’utilisation des raffineries en Alberta était de près de 99 % en 2023^{Note de bas de page 14}.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel

• En 2023, on a produit en moyenne 10,9 milliards de pieds cubes par jour (Gpi³/j) de gaz naturel en Alberta (figure 1). L’Alberta a produit 61 % de la production totale de gaz naturel du Canada en 2023.
• À la fin de 2022, on estimait le potentiel total de gaz naturel récupérable de qualité commerciale de l’Alberta à 563 mille milliards de pieds cubes (« Tpi³ »), dont 372 Tpi³ restants une fois soustraite la production à ce moment^{Note de bas de page 15}.
• Certains LGN sont fractionnés en composantes individuelles (par exemple, éthane, propane, butane et condensats) dans des usines de champ gazier ou des installations de fractionnement en Alberta.
• L’Alberta compte près de 500 usines de traitement du gaz, 12 installations de fractionnement et 8 usines de chevauchement^{Note de bas de page 16}.

Gaz naturel renouvelable

• En 2021, Lethbridge Biogas a agrandi ses installations pour produire du gaz naturel renouvelable (« GNR »), qui est injecté dans le réseau de gaz naturel et fourni à FortisBC^{Note de bas de page 17}.
• L’installation de GNR de Two Hills capte les émissions de méthane provenant du fumier et d’autres déchets organiques^{Note de bas de page 18}. Le projet a été élaboré en partenariat avec ATCO Future Fuel et Pacific Northern Gas Ltd. (« PNG »). Le projet a été achevé en 2022.

Électricité

• En 2021, l’Alberta a produit 73,9 térawattheures (TWh) d’électricité (figure 2), soit approximativement 12 % de la production totale d’électricité au Canada. L’Alberta arrive au troisième rang au Canada pour la production d’électricité.
• Parmi les plus grands producteurs d’électricité en Alberta, on trouve TransAlta, Heartland Generation, Suncor, ENMAX et Capital Power.
• En 2021, 85 % de l’électricité en Alberta provenait de combustibles fossiles. Environ 22 % de l’électricité de l’Alberta provenait du charbon et 63 % du gaz naturel. La tranche restante de 15 % provenait de ressources renouvelables, comme l’énergie éolienne (9 %), l’hydroélectricité (3 %) et la biomasse (2 %).
• En juin 2024, l’Alberta avait complètement éliminé les centrales au charbon. En vertu de la loi albertaine sur les changements climatiques^{Note de bas de page 19}, les émissions des centrales au charbon devaient être graduellement éliminées dans la province d’ici 2030. Cependant, les producteurs d’électricité de l’Alberta (dont Capital Power^{Note de bas de page 20}, Heartland Generation^{Note de bas de page 21} et TransAlta^{Note de bas de page 22}) ont décidé de planifier la conversion du charbon au gaz.
• En 2021, la capacité de production estimative de l’Alberta était de 16 024 mégawatts (« MW »), la quatrième en importance au Canada.
• Le Shepard Energy Centre^{Note de bas de page 23} est la plus grande centrale alimentée au gaz naturel en Alberta. Elle est située à l’Est de Calgary et a une capacité de 860 MW.
• En 2021, la filière éolienne de l’Alberta avait une capacité de 1 529 MW et figurait au troisième rang au pays, après l’Ontario et le Québec. Les éoliennes sont surtout concentrées dans le Sud et le Centre-Est de l’Alberta.
• D’une capacité de 465 MW, le projet Travers Solar de Greengate^{Note de bas de page 24} constitue la plus grande installation solaire au Canada. Il a été mis en chantier en 2021 et en exploitation en 2023.
• Le projet solaire Dunmore^{Note de bas de page 25} de 216 MW est en construction dans le comté de Cypress et devrait entrer en service en 2025.
• La réglementation des micro-installations de l’Alberta permet à des habitants de la province de produire de l’électricité, jusqu’à concurrence d’une capacité installée de 5 MW, à partir de ressources renouvelables ou de sources d’énergie de remplacement, et de vendre leur excédent au réseau électrique en échange de crédits énergétiques. En mai 2024, la microproduction procurait 258 MW de capacité, répartie dans plus de 20 000 sites. L’énergie solaire représentait environ 95 % de cette capacité^{Note de bas de page 26}.
• Le marché de l’électricité de l’Alberta est déréglementé et les prix peuvent changer en temps réel en fonction de la dynamique du marché. L’Alberta et l’Ontario sont les seules provinces canadiennes à avoir des marchés concurrentiels de production et de vente au détail d’électricité.

Transport et commerce de l’énergie

Pétrole brut et liquides

• L’Alberta dispose d’un vaste réseau de pipelines de pétrole brut et de condensats, qui collecte le pétrole brut dans les régions de production et l’achemine aux carrefours pipeliniers et aux installations de stockage d’Edmonton et de Hardisty (figure 3).
• Le réseau principal d’Enbridge^{Note de bas de page 27} est le plus grand réseau de transport de pétrole brut au Canada. Le réseau part d’Edmonton et achemine du pétrole brut léger et lourd, des produits pétroliers raffinés et des LGN vers des marchés des Prairies, du Midwest américain et de l’Ontario.
• Le pipeline Trans Mountain^{Note de bas de page 28} part aussi d’Edmonton et transporte du pétrole brut et des produits pétroliers raffinés vers des raffineries et des terminaux en Colombie-Britannique et dans l’État de Washington. Le pétrole brut livré par Trans Mountain est également exporté vers les marchés internationaux par le terminal maritime Westridge à Burnaby, en Colombie-Britannique.
• Le pipeline Keystone^{Note de bas de page 29} de South Bow (anciennement TC Énergie) et le pipeline Express^{Note de bas de page 30} d’Enbridge partent tous deux de Hardisty^{Note de bas de page 31} et exportent du pétrole brut vers les marchés de raffinage du Midwest américain et de la côte du golfe du Mexique. Le réseau principal d’Enbridge rejoint aussi Hardisty.
• Les pipelines Milk River^{Note de bas de page 32} de Milk River Pipeline Ltd. et Aurora^{Note de bas de page 33} de Plains Midstream sont deux petits pipelines réglementés par la Régie qui traversent aussi la frontière entre l’Alberta et le Montana. Milk River se raccorde au pipeline Bow River^{Note de bas de page 34}, de ressort provincial, qui est beaucoup plus long et qui appartient à Inter Pipeline Ltd. Le réseau de Bow River collecte le pétrole brut des champs de pétrole du Sud-Est de l’Alberta et le transporte jusqu’à Hardisty et Milk River. Aurora se raccorde au pipeline Rangeland sous réglementation provinciale, qui part d’Edmonton et qui appartient à Plains Midstream Canada.
• L’Alberta reçoit aussi, par l’oléoduc Norman Wells d’Enbridge, du pétrole brut produit à Norman Wells^{Note de bas de page 35}, dans les Territoires du Nord-Ouest.
• Les deux principaux pipelines d’importation de condensats en Alberta sont Southern Lights^{Note de bas de page 36} d’Enbridge et Cochin^{Note de bas de page 37} de Pembina. Ces pipelines acheminent du condensat des États-Unis jusqu’aux centres de distribution d’Edmonton et de Fort Saskatchewan, où il est utilisé comme diluant dans les projets de sables bitumineux.
• Le projet de remplacement de la canalisation 3^{Note de bas de page 38} d’Enbridge, qui achemine du pétrole brut d’Edmonton à Superior, au Wisconsin, est pleinement opérationnel depuis octobre 2021. Le projet a pratiquement doublé la capacité du pipeline pour la porter à 760 kb/j. La canalisation 3 fait partie du réseau principal d’Enbridge.
• Le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain et a doublé le pipeline existant de Trans Mountain, faisant passer sa capacité de 300 à 890 kb/j. La construction du nouveau pipeline a débuté en novembre 2019 et s’est terminé 2024. Trans Mountain a obtenu une autorisation de mise en service finale de la Régie le 30 avril 2024 et a officiellement commencé ses activités commerciales en mai 2024.
• L’Alberta est un important fournisseur de produits pétroliers raffinés, comme l’essence et le diesel, aux marchés des provinces voisines. Le transport de ces produits vers la Colombie-Britannique s’effectue en grande partie par le pipeline Trans Mountain, alors que les provinces de la Saskatchewan et du Manitoba sont surtout alimentées par la canalisation principale d’Enbridge.
• Les produits pétroliers raffinés sont transportés en Alberta par camion, par train et par le réseau Alberta Products Pipeline^{Note de bas de page 39}. Cette canalisation transporte en moyenne 48,4 kb/j de produits pétroliers raffinés et relie les raffineries d’Edmonton aux marchés du Sud de l’Alberta. Ce pipeline est réglementé par l’Alberta Energy Regulator.
• L’Alberta compte 16 installations ferroviaires de chargement de pétrole brut ayant une capacité totale de 802 kb/j^{Note de bas de page 40}.

Gaz naturel

• Les principaux pipelines qui transportent le gaz naturel de l’Alberta vers d’autres provinces et les États-Unis sont les suivants : NOVA Gas Transmission Ltd. (« NGTL »)^{Note de bas de page 41}, réseau principal de TC au Canada^{Note de bas de page 42}, Foothills^{Note de bas de page 43} et Alliance^{Note de bas de page 44} (figure 4). Les trois premiers sont la propriété de TC Énergie. Alliance appartient à Alliance Pipeline Ltd., filiale en propriété exclusive de Pembina Pipeline Corporation.
• Le réseau de NGTL traverse la plus grande partie de l’Alberta et transporte du gaz naturel produit dans l’Ouest canadien vers des marchés au Canada et aux États-Unis. Au cours des dernières années, NGTL a ajouté de la capacité pour répondre à la production croissante de la formation de Montney dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique et le Nord-Ouest de l’Alberta. Dans l’ensemble, la valeur du programme d’infrastructure actuel de NGTL s’élève à 9,9 milliards de dollars et il ajoutera une capacité de livraison supplémentaire de 3,5 Gpi³/j entre 2020 et 2024.
• Le réseau principal de TC transporte du gaz naturel vers l’Est du Canada et les États-Unis. Le pipeline s’étend de la frontière de l’Alberta jusqu’en Saskatchewan, au Manitoba et en Ontario, et traverse une partie du Québec. Il se raccorde au pipeline Trans Québec et Maritimes^{Note de bas de page 45} près de la frontière entre l’Ontario et le Québec.
• Le réseau pipelinier Foothills est relié au réseau de NGTL à son extrémité Sud et Est constitué de plusieurs tronçons : Foothills BC, Foothills SK et Foothills Alberta.
• Le pipeline d’Alliance part du Nord-Est de la Colombie-Britannique, traverse l’Alberta, puis rejoint les États-Unis à Elmore, en Saskatchewan. Il achemine du gaz naturel riche en liquides de la Colombie-Britannique et de l’Alberta jusqu’à l’usine de traitement et de fractionnement Aux Sable située près de Chicago, en Illinois^{Note de bas de page 46}.
• ATCO Gas^{Note de bas de page 47} est le plus gros distributeur de gaz naturel en Alberta; elle dessert plus de 1,1 million de clients établis dans près de 300 collectivités. Apex Utilities Inc.^{Note de bas de page 48} (Auparavant AltaGas Utilities Inc.) distribue du gaz naturel à plus de 82 000 clients résidentiels, ruraux et commerciaux, dans plus de 90 collectivités de l’Alberta. ATCO et Apex Utilities Inc. sont toutes deux assujetties à la réglementation de l’Alberta Utilities Commission^{Note de bas de page 49} (« AUC »).
• Les projets gaziers et les pipelines provinciaux sont réglementés par l’Alberta Energy Regulator^{Note de bas de page 50} et l’AUC.

Liquides de gaz naturel

• L’Alberta compte de nombreux pipelines qui transportent des liquides de gaz naturel, notamment de l’éthane, du propane, des butanes et des mélanges de LGN.
• Généralement, les LGN sont transportés par train de l’Alberta vers des marchés partout en Amérique du Nord, ou sont acheminés sous forme de LGN mélangés par la canalisation principale d’Enbridge vers Sarnia, en Ontario, et le Midwest américain.
• Le pipeline Petroleum Transmission Company de Plains Midstream Canada livre le propane et le butane produits aux usines de chevauchement d’Empress aux terminaux ferroviaires et routiers des Prairies. D’une capacité de 15 kb/j, il prend son origine à Empress, en Alberta, traverse cette dernière pour rejoindre Regina, en Saskatchewan, avant de se rendre à Fort Whyte, au Manitoba.
• Le pipeline Vantage de Pembina, d’une capacité de 68 kb/j, transporte de l’éthane depuis Tioga, dans le Dakota du Nord, jusqu’à Empress, où il se raccorde au réseau de collecte d’éthane de l’Alberta^{Note de bas de page 51}. AEGS est le principal réseau qui approvisionne l’industrie pétrochimique de l’Alberta en éthane.

Gaz naturel liquéfié

• Cryopeak^{Note de bas de page 52} exploite une modeste usine de GNL à Elmworth, à l’Ouest de Grande Prairie. L’installation d’Elmworth dessert les secteurs des transports, du forage d’hydrocarbures, de l’exploitation minière et de la production d’électricité à Whitehorse, au Yukon, et à Inuvik, dans les Territoires du Nord-Ouest. Elle appartenait auparavant à Ferus NGF^{Note de bas de page 53} et est en exploitation depuis 2014.

Électricité

• En 2023, les importations interprovinciales et internationales nettes d’électricité en Alberta ont totalisé 0,1 TWh. L’Alberta échange de l’électricité avec la Colombie-Britannique, la Saskatchewan et le Montana.
• L’Alberta exploite environ 26 000 km de lignes de transport d’électricité et plus de 220 000 km de lignes de distribution^{Note de bas de page 54}.
• Les réseaux de transport sont détenus et exploités par des sociétés par actions comme AltaLink^{Note de bas de page 55} et ATCO^{Note de bas de page 56}. Les réseaux de distribution appartiennent à des sociétés municipales comme ENMAX^{Note de bas de page 57}, EPCOR^{Note de bas de page 58}, à des municipalités comme Red Deer, Lethbridge et Medicine Hat, ou à des sociétés par actions comme ATCO et Fortis^{Note de bas de page 59}. L’Alberta Utilities Commission réglemente les tarifs de transport et de distribution de ces sociétés, tandis que l’Alberta Electric System Operator^{Note de bas de page 60} (« AESO ») collabore avec ces sociétés pour exploiter le réseau électrique et le marché de l’électricité concurrentiel de l’Alberta.

Consommation d’énergie et émissions de gaz à effet de serre

Consommation totale d’énergie

• En 2020, la demande d’énergie totale pour utilisation finale en Alberta a totalisé 3 867 pétajoules (« PJ »). Le secteur industriel constituait 75 % de la demande totale d’énergie, suivi des transports (10 %), du commerce (10 %) et du secteur résidentiel (19 %) (figure 5). En 2020, la demande totale pour utilisation finale en Alberta a été la plus forte au Canada et la plus forte par habitant, principalement en raison de l’industrie pétrolière et gazière.
• Le gaz naturel est le principal type de combustible utilisé en Alberta, représentant 2 253 PJ ou 58 % de la consommation en 2020. Suivent les produits pétroliers raffinés et l’électricité avec 1 239 PJ (32 %) et 285 PJ (7 %), respectivement (figure 6).

Produits pétroliers raffinés

• En 2022, la demande d’essence pour moteur était de 1 219 litres par habitant en Alberta, soit 18 % de plus que la moyenne nationale de 1 035 litres.
• En 2022, la demande de diesel était de 1 393 litres par habitant en Alberta, soit 80 % de plus que la moyenne nationale de 772 litres par habitant.
• L’Alberta affiche un surplus net de produits pétroliers raffinés, et presque toute l’essence automobile consommée dans la province y est produite.

Gaz naturel

• En 2023, la consommation de gaz naturel de l’Alberta a totalisé en moyenne 6,9 Gpi³/j, La demande en Alberta représente 58 % de la demande canadienne.
• Le plus grand consommateur de gaz naturel a été le secteur industriel (qui comprend la production de pétrole lourd et de sables bitumineux), avec 6,2 Gpi³/j en 2023. Les secteurs résidentiel et commercial ont pour leur part consommé 0,39 Gpi³/j et 0,35 Gpi³/j, respectivement.

Électricité

• En 2020, la consommation d’électricité par habitant en Alberta s’est établie à 17,9 mégawattheures (« Mwh »). L’Alberta arrive au quatrième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant (derrière le Québec, Terre-Neuve-et-Labrador et la Saskatchewan), avec une consommation supérieure de 23 % à la moyenne canadienne.
• En 2020, le secteur industriel de l’Alberta a consommé 50,2 TWh d’électricité. Les secteurs commercial et résidentiel ont consommé 16,9 TWh et 11,9 TWh, respectivement.

Émissions de GES

• En 2022, les émissions de GES de l’Alberta ont totalisé 269,9 mégatonnes d’équivalent en dioxyde de carbone (Mt d’éq. CO₂)^{Note de bas de page 61}. Les émissions de l’Alberta ont augmenté de 52 % depuis 1990, et de 7 % depuis 2005.
• Les émissions par habitant de l’Alberta sont les plus élevées au Canada, à 59,8 tonnes d’éq. CO₂, soit plus de trois fois la moyenne nationale de 18,2 tonnes par habitant.
• Les secteurs qui émettent le plus de GES en Alberta sont le secteur pétrolier et gazier, principalement le raffinage de produits pétroliers (59 %), les transports (9 %) et la production d’électricité (8 %) (figure 7).
• En 2022, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier de l’Alberta ont totalisé 158,3 Mt d’éq. CO₂. De ce total, 153,6 Mt étaient attribuables à la production, au traitement et au transport, et 4,7 Mt au raffinage du pétrole et à la distribution du gaz naturel.
• Le secteur de l’électricité de l’Alberta produit plus d’émissions de GES que toute autre province en raison de sa taille et de sa dépendance à l’égard des centrales alimentées au charbon (avant son élimination progressive en juin 2024). En 2022, le secteur de l’énergie albertain a émis 19,4 Mt d’éq. CO₂, soit 41 % du total des émissions canadiennes provenant de la production d’électricité.
• L’intensité des GES du réseau électrique de l’Alberta, mesurée en fonction des GES émis dans la production d’électricité, était de 470 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (g d’éq. CO₂ par kWh) en 2022. Il s’agit d’une baisse de 48 % par rapport au niveau de 910 g d’éq. CO₂ par kWh de 2005. La moyenne nationale en 2022 était de 100 g d’éq. CO₂\ par kWh (figure 8).

Organismes de réglementation de l’énergie

• Alberta Energy (en anglais)
• Alberta Energy Regulator (en anglais)
• Alberta Utilities Commission (en anglais)
• Alberta Electric System Operator (AESO) (en anglais)
• Régie de l’énergie du Canada – L’électricité renouvelable au Canada – Alberta

Date de modification :

2024-09-10