Profils énergétiques des provinces et territoires – Alberta

Alberta

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Table des matières

  • Figure 1 : Production d’hydrocarbures

    Figure 1 : Production d’hydrocarbures

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2021

    Description :
    Ce graphique illustre la production d’hydrocarbures en Alberta de 2010 à 2020. Au cours de cette période, la production de pétrole brut a augmenté, passant de 2,2 Mb/j à 3,8 Mb/j, la totalité de la hausse provenant de l’exploitation des sables bitumineux. La production de gaz naturel a diminué, passant de 10,9 Gpi3/j à 9,7 Gpi3/j.

  • Figure 2 : Production d’électricité selon le type de combustible (2019)

    Figure 2 : Production d’électricité selon le type de combustible (2019)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2021

    Description :
    Ce diagramme circulaire illustre la production d’électricité en Alberta par méthode de production. En 2019, la production totale d’électricité s’est élevée à 76,1 TWh.

  • Figure 3 : Carte des infrastructures du pétrole brut

    Figure 3 : Carte des infrastructures du pétrole brut

    Source et description :

    Source :
    Régie

    Description :
    Cette carte montre tous les principaux oléoducs ainsi que les principales voies ferrées et raffineries en Alberta.

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  • Figure 4 : Carte des infrastructures du gaz naturel

    Figure 4 : Carte des infrastructures du gaz naturel

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    Source :
    Régie

    Description :
    Cette carte montre tous les principaux gazoducs en Alberta.

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  • Figure 5 : Demande pour utilisation finale selon le secteur (2019)

    Figure 5 : Demande pour utilisation finale selon le secteur (2019)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2021

    Description :
    Ce diagramme circulaire présente la demande d’énergie pour utilisation finale en Alberta par secteur. En 2018, la demande d’énergie pour utilisation finale a totalisé 4 091 PJ. Le secteur industriel vient au premier rang avec 75 % de la demande totale, suivi des transports (11 %), puis des secteurs résidentiel (8 %) et commercial (6 %).

  • Figure 6 : Demande pour utilisation finale selon le combustible (2019)

    Figure 6 : Demande pour utilisation finale selon le combustible (2019)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2021

    Description :
    Cette figure illustre la demande pour utilisation finale par type de combustible en Alberta en 2018. Le gaz naturel a compté pour 2 340 PJ (57 %) de la demande, suivi des produits pétroliers raffinés, avec 1 370 PJ (34 %), de l’électricité, à 274 PJ (7 %), des biocarburants, à 105 PJ (3 %) et des autres combustibles, à 2 PJ (moins de 1 %).
    Remarque : Les autres combustibles comprennent le charbon, le coke et le gaz de cokerie.

  • Figure 7 : Émissions de GES par secteur

    Figure 7 : Émissions de GES par secteur

    Source et description :

    Source :
    Environnement et Changement climatique Canada – Rapport d'inventaire national

    Description :
    Ce graphique à colonnes empilées illustre les émissions de GES en Alberta par tranches de cinq ans, de 1990 à 2020 en Mt d’éq. CO2. Les émissions totales de GES ont augmenté en Alberta, passant de 166 Mt d’éq. CO2 en 1990 à 237 Mt en 2020.

  • Figure 8 : Intensité des émissions découlant de la production d’électricité

    Figure 8 : Intensité des émissions découlant de la production d’électricité

    Source et description :

    Source :
    Environnement et Changement climatique Canada – Rapport d'inventaire national

    Description :
    Ce graphique à colonnes montre l’intensité des émissions découlant de la production d’électricité en Alberta de 1990 à 2020. En 1990, l’électricité produite en Alberta a émis 800 g d’éq. CO2 par kWh. En 2020, l’intensité des émissions avait diminué à 590 g d’éq. CO2 par kWh.

Production énergétique

Pétrole brut

  • En 2020, l’Alberta a produit 3,79 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 80 % de la production totale du pays en 2020.
  • Plus des trois quarts de la production de pétrole brut de l’Alberta proviennent des sables bitumineux dans le nord de la province. En 2020, l’Alberta comptait huit mines de sables bitumineux en exploitation et 29 installations de sables bitumineux employant des méthodes de récupération thermique in situ. En 2020, l’Alberta a extrait 2,99 Mb/j de bitume de ces sables. De cette quantité, 1,09 Mb/j de pétrole brut synthétique ont été produits. Le pétrole brut synthétique 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 sont actuellement en service en Alberta : Syncrude (en anglais), Suncor et CNRL Horizon (en anglais) (toutes près de Fort McMurray) et Shell Scotford (à Edmonton). Ensemble, ces installations peuvent traiter 1,52 Mb/j de bitume.
  • En 2020, l’Alberta a aussi produit 334,8 milliers de barils par jour (« kb/j ») de pétrole léger classique et 88,2 kb/j de pétrole lourd classique. La production de condensats et de pentanes plus de l’Alberta s’est élevée à 379,1 kb/j.
  • Entre janvier 2019 et décembre 2020, le gouvernement de l’Alberta a imposé une réduction de la production (en anglais) parce que la production de pétrole excédait la capacité pipelinière, ce qui a plombé les prix du pétrole en Alberta. À la fin de 2020, les limites de production mensuelles ont été suspendues et, au 31 décembre 2021, la politique de réduction de la production de pétrole a été abandonnée (en anglais).
  • À la fin de 2020, on estimait les ressources restantes de pétrole brut de l’Alberta, incluant les sables bitumineux, à 310 milliards de barils.

Produits pétroliers raffinés

  • L’Alberta compte cinq raffineries : Strathcona (L’Impériale) (en anglais), Edmonton (Suncor) et Scotford (Shell), dans la région d’Edmonton; Sturgeon (NWR) (en anglais) à Redwater et Lloydminster (Cenovus) (en anglais) à Lloydminster. Ensemble, ces raffineries ont une capacité de traitement totale de 542,4 kb/j, ce qui représente 28,5 % de la capacité de raffinage totale du Canada, le pourcentage le plus élevé de toutes les provinces canadiennes.
  • Le 1er juin 2020, la raffinerie Sturgeon a commencé à traiter le bitume au moyen d’un mécanisme de tarification contre rémunération. Auparavant, il ne traitait que le pétrole brut synthétique. L’Alberta Petroleum Marketing Commission (en anglais) 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 sous forme de bitume de l’Alberta (en anglais)).
  • 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. En 2020, 68 % du pétrole traité dans les raffineries de l’Alberta était du bitume valorisé, dont les pentanes plus, et les 32 % restants étaient du pétrole brut et du bitume non valorisé.
  • Le taux d’utilisation des raffineries en Alberta était de 94 % en 2020.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel (« LGN »)

  • En 2020, l’Alberta a produit en moyenne 9,72 milliards de pieds cubes par jour (« Gpi3/j ») de gaz naturel (figure 1), soit 63 % de la production canadienne totale cette année-là.
  • À la fin de 2020, on estimait le potentiel total de gaz naturel récupérable de qualité commerciale de l’Alberta à 563 mille milliards de pieds cubes (« Tpi3 »), dont 380 Tpi3 restants une fois soustraite la production à ce moment.
  • En 2020, la production de liquides de gaz naturel (« LGN ») de l’Alberta extraite du pétrole brut, excluant les condensats et les pentanes plus, s’élevait à quelque 416,8 kb/j.
  • Une partie des LGN est fractionnée pour en séparer les composants (éthane, propane, butanes et condensats) dans des usines de champ gazier ou des colonnes de fractionnement en Alberta.
  • L’Alberta compte près de 500 usines de traitement du gaz, 13 tours de fractionnement et 8 usines de chevauchement.

Électricité

  • En 2019, l’Alberta a produit 76,1 térawattheures (« TWh ») d’électricité (figure 2), ce qui correspond approximativement à 12 % de la production totale d’électricité au Canada. Elle vient au troisième rang au pays à ce chapitre, avec une capacité de production estimée à 16  330 mégawatts (« MW »).
  • Environ 89 % de l’électricité est produite à partir de combustibles fossiles, soit plus ou moins 36 % au moyen de charbon et 54 % avec du gaz naturel. La tranche restante de 10 % provient de ressources renouvelables, comme l’énergie éolienne, l’hydroélectricité et la biomasse.
  • L’Alberta et l’Ontario sont les seules provinces canadiennes à avoir des marchés concurrentiels de production et de vente au détail d’électricité.
  • Parmi les plus grands producteurs d’électricité en Alberta, on trouve TransAlta, Heartland Generation, Suncor, ENMAX et Capital Power.
  • En 2019, l’Alberta disposait du plus grand parc charbonnier au Canada, avec une capacité totale de 5 555 MW.
  • En vertu de la loi albertaine sur les changements climatiques (en anglais), les émissions des centrales au charbon seront graduellement éliminées dans la province d’ici 2030. Cependant, les producteurs d’électricité de l’Alberta (dont Capital Power (en anglais), Heartland Generation (en anglais) et TransAlta (en anglais)) ont décidé de mettre de l’avant des plans de conversion du charbon au gaz, la plupart des centrales alimentées au charbon devant être converties d’ici 2022, et toutes les autres d’ici 2024.
  • Le Shepard Energy Centre 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 2019, la filière éolienne de l’Alberta avait une capacité de 1 467 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.
  • On s’attend à une forte croissance de la production éolienne et solaire en Alberta, puisque l’on prévoit la construction de nouveaux projets capables de produire plus de 2 000 MW entre 2019 et 2023. Le projet Travers Solar (en anglais) d’une capacité de 465 MW, actuellement en construction, devrait être en service à la fin de 2022 et sera la plus grande installation solaire au Canada.
  • La réglementation des micro-installations de l’Alberta (en anglais) 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 novembre 2020, la microproduction procurait 95 MW de capacité, répartie dans plus de 6 000 sites. L’énergie solaire représentait environ 93 % de cette capacité.
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Transport et commerce des produits énergétiques

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 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 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 l’Asie par le terminal maritime Westridge à Burnaby, en Colombie-Britannique. Le pipeline Keystone de TC Énergie et le pipeline Express d’Enbridge partent tous deux de Hardisty 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 (en anglais).
  • Les pipelines Milk River et Aurora 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 d’Inter Pipeline Ltd, beaucoup plus long et réglementé par la province. Le réseau de Bow River (en anglais) 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 aussi à Plains Midstream Canada.
  • L’Alberta reçoit aussi, par l’oléoduc Norman Wells d’Enbridge, du pétrole brut produit à Norman Wells, dans les Territoires du Nord-Ouest.
  • Les deux principaux pipelines d’importation de condensats en Alberta sont Southern Lights d’Enbridge et Cochin 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 d’Enbridge (en anglais), 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 transportera du pétrole brut d’Edmonton vers le terminal maritime Westridge et la raffinerie Parkland à Burnaby, en Colombie Britannique. L’agrandissement doublera le pipeline existant de Trans Mountain et fera passer sa capacité de 300 à 890 kb/j. La construction du nouveau pipeline a débuté en novembre 2019 et devrait être terminée en décembre 2022.
  • 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 la Saskatchewan et le 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. Ce dernier achemine 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 (en anglais) totale de 802 kb/j.

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 »), réseau principal de TC au Canada, Foothills et Alliance (figure 4). Les trois premiers sont la propriété de TC Énergie.
  • Le réseau de NGTL parcourt la majeure partie de l’Alberta et achemine le gaz naturel produit dans l’Ouest canadien vers des marchés au Canada et aux États-Unis. Au cours des dernières années, NGTL a augmenté sa capacité afin de pouvoir absorber l’accroissement de la production 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 au Canada transporte du gaz naturel vers l’est du Canada et les États-Unis. Il s’étend de la limite territoriale de l’Alberta jusqu’au Québec, en passant par la Saskatchewan, le Manitoba et l’Ontario, et se raccorde au pipeline Trans Québec et Maritimes 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. Ce dernier est exploité en parallèle avec le réseau de NGTL.
  • Le gazoduc Alliance part du Nord-Est de la Colombie-Britannique, traverse l’Alberta, puis rejoint les États-Unis à Alameda, en Saskatchewan. Il transporte 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 (en anglais) près de Chicago, en Illinois.
  • ATCO Gas (en anglais) est le plus gros distributeur de gaz naturel en Alberta; il dessert plus de 1,1 million de clients établis dans près de 300 collectivités. Apex Utilities Inc. (en anglais) (Auparavant AltaGas Utilities Inc.) distribue du gaz naturel à plus de 80 000 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 (en anglais) (« AUC »).
  • Les projets provinciaux d’exploitation du gaz naturel et de gazoducs relèvent de l’Alberta Energy Regulator (en anglais) et de 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 (en anglais) 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 (en anglais) 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 (en anglais), principal réseau alimentant l’industrie pétrochimique albertaine.

Gaz naturel liquéfié

  • Ferus (en anglais) exploite une modeste usine de GNL à Elmworth, à l’ouest de Grande Prairie. L’installation d’Elmworth produit 50 000 gallons par jour et 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.
  • L’usine de GNL Cavalier située près de Strathmore est exploitée par Alberta LNG (en anglais). En activité depuis 2013, elle fournit plus de 6 500 gallons de GNL quotidiennement au secteur des transports (y compris ferroviaire).

Électricité

  • En 2019, les importations interprovinciales et internationales nettes d’électricité en Alberta ont totalisé 2,7 TWh. Les partenaires commerciaux de l’Alberta pour cette filière sont 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 (en anglais) de lignes de distribution.
  • Les réseaux de transport sont détenus et exploités par des sociétés par actions comme AltaLink (en anglais) et ATCO (en anglais). Les réseaux de distribution appartiennent à des sociétés municipales comme ENMAX (en anglais), EPCOR (en anglais), à des municipalités comme Red Deer, Lethbridge et Medicine Hat, ou à des sociétés par actions comme ATCO et Fortis (en anglais). L’Alberta Utilities Commission réglemente les tarifs de transport et de distribution de ces sociétés, tandis que l’Alberta Electric System Operator (en anglais) (« AESO ») collabore avec ces sociétés pour exploiter le réseau électrique et le marché de l’électricité concurrentiel de l’Alberta.
  • On compte plus de 200 participants sur le marché de l’électricité en Alberta enregistrés auprès de l’AESO.
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Consommation d’énergie et émissions de gaz à effet de serre

Consommation totale d’énergie

  • En 2019, la demande d’énergie pour utilisation finale totale en Alberta a totalisé 4 160 pétajoules (« PJ »). Le secteur industriel venait au premier rang pour la demande d’énergie (74 % de la demande totale), suivi des transports (11 %), du secteur commercial (9 %) et du secteur résidentiel (6 %) (figure 5). L’Alberta arrive au premier rang au Canada pour la demande totale d’énergie et pour la consommation par habitant.
  • Le gaz naturel est le principal type de combustible utilisé en Alberta, représentant 2 373 PJ ou 57 % de la consommation en 2019. Suivent les produits pétroliers raffinés et l’électricité avec 1 400 PJ (34 %) et 275 PJ (7 %), respectivement (figure 6).

Produits pétroliers raffinés

  • En 2019, la demande d’essence pour moteur était de 1 608 litres par habitant en Alberta, soit 27 % de plus que la moyenne nationale de 1 268 litres par habitant.
  • La même année, la demande de diesel s’élevait à 1 815 litres par habitant, soit plus du double de la moyenne nationale de 855 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 2020, la consommation de gaz naturel en Alberta a totalisé, en moyenne, 6,4 Gpi3/j. La demande en Alberta a représenté 56 % 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 5,6 Gpi3/j en 2020. Les secteurs résidentiel et commercial ont consommé 0,44 Gpi3/j et 0,37 Gpi3/j, respectivement.

Électricité

  • En 2019, la consommation d’électricité par habitant en Alberta s’est établie à 17,5 mégawattheures (« Mwh »). L’Alberta s’est classée au cinquième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui est 17 % supérieure à la moyenne nationale.
  • En Alberta, c’est le secteur industriel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2019, avec 48,2 TWh. Les secteurs commercial et résidentiel ont consommé 17,7 TWh et 10,2 TWh, respectivement.

Émissions de gaz à effet de serre

  • En 2020, les émissions de GES de l’Alberta ont totalisé 256,4 mégatonnes (« Mt ») d’équivalent en dioxyde de carbone (« éq. CO2 »). Les émissions de l’Alberta ont augmenté de 55 % depuis 1990, et de 19 % depuis 2005Note de bas de page 1.
  • Les émissions de GES par habitant en Alberta arrivent au deuxième rang au Canada à 58,02 tonnes d’éq. CO2, soit trois fois la moyenne nationale de 17,68 tonnes par habitant.
  • Les secteurs qui émettent le plus de GES en Alberta sont la production pétrolière et gazière (52 %), la production d’électricité (11 %) et les transports (11 %) (figure 7).
  • En 2020, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier de l’Alberta ont totalisé 132,8 Mt d’éq. CO2. De ce total, 128,0 Mt étaient attribuables à la production, à la transformation et au transport, et 4,9 Mt découlaient du raffinage du pétrole et de la distribution du gaz naturel.
  • Le secteur de la production d’électricité dégage plus d’émissions de GES en Alberta que dans toute autre province, en raison de sa taille et de l’utilisation du charbon. En 2020, le secteur de l’énergie de la province a émis 29,3 Mt d’éq. CO2, soit 52 % du total des émissions canadiennes de GES 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 de la province, était de 590 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (« g d’éq. CO2 par kWh ») d’électricité produite en 2020. Il s’agit d’une réduction de 35 % par rapport au niveau de 910 g d’éq. CO2 par kWh de 2005. La moyenne nationale en 2020 était de 110 g d’éq. CO2 par kWh (figure 8).
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Complément d’information

Sources de données

Les profils énergétiques des provinces et territoires s’harmonisent avec les plus récents ensembles de données d’Avenir énergétique du Canada en 2021 de la Régie. Les concepteurs d’Avenir énergétique puisent dans diverses sources de données en se basant d’abord généralement sur celles de Statistique Canada, et apportent ensuite des ajustements pour assurer la cohérence entre les provinces et territoires.

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