Profils énergétiques des provinces et territoires – Colombie-Britannique

Production d’énergie

Pétrole brut

• En 2023, la Colombie-Britannique a produit 113,2 milliers de barils par jour (« kb/j ») de pétrole brut (condensats et pentanes plus compris) (figure 1), soit 3 % de la production canadienne totale.
• La production pétrolière de la Colombie-Britannique est composée exclusivement de pétrole léger classique, de condensats et de pentanes plus et provient du Nord-Est de la province.
• Les ressources restantes de pétrole brut de la Colombie-Britannique étaient estimées à 524 millions de barils en décembre 2021^{Note de bas de page 1}.

Produits pétroliers raffinés

• La Colombie-Britannique compte deux raffineries : Prince George^{Note de bas de page 2} et Burnaby^{Note de bas de page 3}.
• Tidewater Midstream est propriétaire-exploitante de la raffinerie Prince George, qui a une capacité de 12 kb/j et utilise du pétrole brut léger de la Colombie-Britannique.
• Parkland est propriétaire-exploitante de la raffinerie Burnaby, qui a une capacité de 55 kb/j et utilise surtout du pétrole brut léger acheminé par le pipeline Trans Mountain^{Note de bas de page 4}.

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

• En 2023, la production de gaz naturel en Colombie-Britannique a atteint en moyenne 6,7 milliards de pieds cubes par jour (« Gpi³/j ») (figure 1), ce qui représentait 36 % de la production canadienne de gaz naturel.
• Le gaz naturel est produit dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique, presque entièrement dans la formation de Montney. La production de gaz naturel a presque doublé par rapport à la moyenne de 3,7 Gpi³/j enregistrée en 2013.
• La formation de Montney s’étend du Nord-Est de la Colombie-Britannique jusqu’en Alberta. On estime que la portion qui se trouve en Colombie-Britannique renfermait 385 mille milliards de pieds cubes (« Tpi³ ») de gaz récupérable de qualité commerciale à la fin de 2022.
• Les autres ressources gazières importantes de la province se trouvent dans les bassins des rivières Horn et Liard. Le potentiel total des ressources de gaz naturel récupérable de qualité commerciale de la Colombie-Britannique était estimé à 663 Tpi³ à la fin de 2022^{Note de bas de page 5}.

Combustibles naturels renouvelables

• Le gaz naturel renouvelable (« GNR ») transporté sur le réseau de distribution de gaz naturel de FortisBC provient de sites d’enfouissement, de résidus alimentaires et agricoles et d’usines de traitement des eaux usées^{Note de bas de page 6}. À compter du 1er juillet 2024, 1 % du gaz fourni aux clients de FortisBC sera du GNR^{Note de bas de page 7}.
• Au quatrième trimestre de 2023, la raffinerie de diesel renouvelable et l’usine d’hydrogène de Tidewater à Prince George sont entrées en service^{Note de bas de page 8}. Au deuxième trimestre de 2024, la raffinerie a atteint sa capacité d’environ 3,0 kb/j de diesel renouvelable, utilisant de l’huile de canola, du suif et de l’huile de cuisson usée pour produire du carburant^{Note de bas de page 9}. Elle produira également de l’hydrogène renouvelable, qui servira à produire du diesel renouvelable, l’excédent d’hydrogène pouvant être utilisé à d’autres fins^{Note de bas de page 10}.

Électricité

• En 2021, la Colombie-Britannique a produit 71,7 térawattheures (« TWh ») d’électricité (figure 2), soit approximativement 12 % de la production totale d’électricité au Canada. La province arrive au quatrième rang au Canada pour la production d’électricité.
• La capacité de la Colombie-Britannique est estimée à 18 514 mégawatts (« MW »), la troisième en importance au Canada.
• La Colombie-Britannique a une capacité de production hydroélectrique d’environ 15 953 MW. La majeure partie de cette capacité provient du fleuve Columbia, dans le Sud-Est de la province, et de la rivière de la Paix, dans le Nord-Est. Le site C, d’une capacité de 1 100 MW, est une nouvelle centrale hydroélectrique qui est en construction sur la rivière de la Paix^{Note de bas de page 11}. Le projet devrait être achevé en 2025.
• La biomasse, qui provient principalement des déchets et du secteur de la foresterie extensive de la Colombie-Britannique, représente environ 5 % de la capacité de production d’électricité de la province.
• L’énergie éolienne représente environ 4 % de la capacité de production d’électricité de la Colombie-Britannique. La capacité éolienne installée d’environ 702 MW classe la Colombie Britannique au quatrième rang au Canada à ce chapitre, derrière l’Ontario, le Québec et l’Alberta.
• Les autres sources d’énergie comprennent le gaz naturel, l’énergie solaire et les produits pétroliers raffinés (utilisés dans les collectivités qui ne sont pas raccordées au réseau électrique).
• BC Hydro^{Note de bas de page 12}, une société d’État provinciale, produit la majeure partie de l’électricité de la Colombie-Britannique. Des producteurs indépendants exploitent plusieurs centrales hydroélectriques de plus petite taille ainsi que toutes les installations de transformation de la biomasse, les parcs éoliens et les installations solaires de la province.

Transport et commerce de l’énergie

Pétrole brut et liquides

• On trouve deux grands oléoducs en Colombie-Britannique : le pipeline Trans Mountain^{Note de bas de page 13} et le pipeline du Nord-Est de la Colombie-Britannique et de l’Ouest^{Note de bas de page 14}, de Pembina (figure 3).
• Le pipeline Trans Mountain achemine du pétrole brut et des produits pétroliers raffinés principalement d’Edmonton, en Alberta, jusqu’à Kamloops et Burnaby, en Colombie-Britannique, ainsi qu’aux États-Unis. Il dessert plusieurs installations, dont la raffinerie Burnaby de Parkland, quatre raffineries dans l’État de Washington (par un pipeline raccordé à la frontière canado-américaine) et le terminal maritime Westridge. Le réseau agrandi de Trans Mountain^{Note de bas de page 15} est entré en service en mai 2024, faisant passer la capacité du pipeline d’environ 300 à 890 kb/j.
• La portion Ouest du pipeline du Nord-Est de la Colombie-Britannique et de l’Ouest a une capacité de 75 kb/j et expédie du pétrole brut et des LGN depuis Taylor jusqu’à la raffinerie Prince George. Le tronçon du Nord-Est de la Colombie-Britannique du réseau transporte des liquides, dont des condensats produits dans la région de Montney, jusqu’à Taylor. De là, les liquides peuvent être transportés vers les marchés d’Edmonton et de Fort Saskatchewan en Alberta par l’intermédiaire d’autres pipelines.
• Le projet de raccordement NorthRiver Midstream dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique^{Note de bas de page 16} comprend la construction et l’exploitation de deux pipelines parallèles d’une longueur approximative de 215 km. Un pipeline transporterait des condensats et l’autre, des liquides de gaz naturel. La construction devrait commencer au troisième trimestre de 2024 et la mise en service devrait avoir lieu au deuxième trimestre de 2025.
• La Colombie-Britannique a quatre grands terminaux de stockage de pétrole et de produits pétroliers. Le terminal Kamloops, qui compte deux réservoirs de stockage, est le plus petit et approvisionne Kamloops et la région en produits raffinés. Le terminal Sumas a une capacité de 715 000 barils de pétrole, et 175 000 barils supplémentaires sont en construction. Le terminal Burnaby a une capacité de stockage de près de 1,7 million de barils, et 3,9 millions de barils supplémentaires sont en construction. Le terminal maritime Westridge, également à Burnaby, a une capacité de 395 000 barils. Les quatre sont situés le long du pipeline de Trans Mountain.
• On trouve une installation ferroviaire de déchargement de pétrole brut en Colombie Britannique, située à Burnaby. Elle est exploitée par Chevron et a une capacité de 8 000 b/j^{Note de bas de page 17}.

Gaz naturel

• Plusieurs pipelines transportent du gaz naturel en Colombie-Britannique. FortisBC^{Note de bas de page 18} et Pacific Northern Gas^{Note de bas de page 19} exploitent des réseaux de transport et de distribution dans la province et livrent du gaz naturel directement aux clients.
• Le gaz naturel est acheminé de la Colombie-Britannique vers d’autres provinces par le réseau de NOVA Gas Transmission Limited (« NGTL »)^{Note de bas de page 20} de TC Énergie, qui se raccorde à la canalisation principale au Canada de TC Énergie^{Note de bas de page 21} (figure 4).
• Le gaz naturel est exporté de la Colombie-Britannique vers les États du Nord-Ouest américain sur la côte du Pacifique par le pipeline Westcoast^{Note de bas de page 22} d’Enbridge (aussi connu sous le nom de BC Pipeline d’Enbridge) à Huntingdon, où il se raccorde au pipeline Northwest^{Note de bas de page 23} de Williams, ou à Kingsgate, où le pipeline Foothills^{Note de bas de page 24} rejoint le réseau Gas Transmission Northwest (« GTN »)^{Note de bas de page 25} de TC Énergie. Le gaz produit en Colombie-Britannique peut aussi être exporté vers le Midwest américain par le pipeline Alliance^{Note de bas de page 26} de Pembina ou par les réseaux de NGTL et Foothills et la canalisation principale au Canada de TC Énergie.
• En 2023, le programme de livraison parcours ouest^{Note de bas de page 27} de TC Énergie a été mis en service. Le programme, dévoilé en octobre 2019, a permis d’agrandir les réseaux de NGTL et Foothills afin d’accroître la capacité d’exportation du réseau GTN. Il était appuyé par de nouveaux contrats de service garanti d’environ 0,258 Gpi³/j et prévoyait la construction de canalisations d’une longueur approximative de 119 km et d’installations connexes. Il y avait quatre projets distincts, tous situés en Alberta et en Colombie-Britannique. En Colombie-Britannique, le programme englobait le projet de livraison parcours ouest dans la zone 8 de Foothills en 2022^{Note de bas de page 28} et le projet de livraison parcours ouest dans la zone 8 de Foothills en 2023^{Note de bas de page 29}, mis en service au premier trimestre et au quatrième trimestre de 2023 respectivement.
• En novembre 2023, TC Énergie a terminé les travaux mécaniques liés au pipeline Coastal GasLink (« CGL »)^{Note de bas de page 30} dans le but d’approvisionner les installations d’exportation de LNG Canada^{Note de bas de page 31}, à Kitimat^{Note de bas de page 32}. Le pipeline CGL aura une capacité initiale de 2,1 Gpi³/j, qui pourra être portée à 5,0 Gpi³/j sans qu’il soit nécessaire d’aménager une nouvelle canalisation. De nouveaux compresseurs devront toutefois être installés.

Liquides de gaz naturel

• Situé à environ 10 km au sud de Prince Rupert, le terminal Ridley Island^{Note de bas de page 33} d’AltaGas est le premier terminal maritime d’exportation de propane au Canada. Sa capacité d’exportation est de 92 kb/j, le propane étant principalement destiné aux marchés asiatiques. Le terminal s’alimente dans l’Ouest canadien par l’entremise du réseau ferroviaire de CN.
• Le terminal Prince Rupert^{Note de bas de page 34} de Pembina a commencé à exporter du propane vers les marchés internationaux en avril 2021. Son approvisionnement se fait par chemin de fer depuis l’Ouest canadien. Le terminal a une capacité d’exportation de 25 kb/j. Les plans d’agrandissement visant à porter la capacité à 45 kb/j ont été reportés à mai 2022.

Gaz naturel liquéfié (« GNL »)

• De nombreuses installations d’exportation de GNL de grande taille ont été proposées sur le littoral de la Colombie-Britannique. Toutes les installations d’exportation de GNL seront réglementées par des organismes de la Colombie-Britannique, notamment le British Columbia Energy Regulator.
• Depuis 2011, la Régie de l’énergie du Canada a délivré 37 licences d’exportation à des promoteurs d’installations de GNL sur le littoral de la Colombie-Britannique. Certaines de ces licences ont été annulées ou mises en commun.
• LNG Canada^{Note de bas de page 35} est la première grande installation d’exportation de GNL au Canada; elle est située à Kitimat. En mars 2024, le projet était presque terminé et la mise en service est prévue pour le milieu de 2025^{Note de bas de page 36}. Il s’agit d’une coentreprise entre Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi Corporation et KOGAS. La capacité de production initiale des deux premières unités de liquéfaction (trains) en service devrait atteindre 14 millions de tonnes par année (« Mt/a »), mais la capacité pourrait être accrue en ajoutant deux autres unités dans l’avenir.
• Woodfibre LNG^{Note de bas de page 37} est une petite installation de traitement et d’exportation de GNL proposée près de Squamish. La construction a débuté en novembre 2023 et devrait être terminée d’ici décembre 2027. Le British Columbia Energy Regulator a donné les approbations nécessaires à la construction et à l’exploitation de l’installation. La capacité de production de Woodfibre sera de 2,1 Mt/a. Le projet est l’œuvre de Pacific Energy Corporation et d’Enbridge Inc.
• Cedar LNG est une installation flottante proposée à Kitimat d’une capacité de 3,3 Mt/a de GNL. Le projet a reçu diverses approbations environnementales, notamment un certificat d’évaluation environnementale de la Colombie-Britannique, une déclaration de décision favorable concernant l’évaluation d’impact de la ministre fédérale de l’Environnement et du Changement climatique et un permis du British Columbia Energy Regulator pour construire un pipeline de 8, km qui reliera l’installation au pipeline Coastal GasLink. Une décision d’investissement finale positive a été annoncée en juin 2024^{Note de bas de page 38}.
• FortisBC exploite deux installations de GNL de petite taille : Tilbury, sur l’île du même nom, près de Vancouver, et Mt. Hayes, près de Ladysmith sur l’île de Vancouver^{Note de bas de page 39}.
• Tilbury est en activité depuis 1971. L’installation dessert les marchés locaux durant les périodes de pointe en hiver, fournit du GNL pour les traversiers et, depuis 2017, expédie de petits volumes de GNL en Chine^{Note de bas de page 40}. Les projets d’agrandissement actuels feraient plus que doubler la capacité de stockage de GNL de Tilbury et porteraient la capacité de liquéfaction à 2,5 Mt/a^{Note de bas de page 41}.
• L’installation de GNL Mt. Hayes, construite en 2011, fournit du gaz naturel à des clients sur l’île de Vancouver durant les périodes de forte demande ou lors d’interruptions du réseau gazier. L’installation Mt. Hayes a une capacité de stockage de 1,5 Gpi³.
• L’installation de GNL Tamaska de Cryopeak est entrée en service en 2021 à Fort Nelson^{Note de bas de page 42}. Sa capacité de production actuelle est de 27 000 gallons de GNL par jour. Le permis actuel permet d’y produire jusqu’à environ 100 000 gallons par jour.
• L’installation de GNL Dawson Creek de Cryopeak a également une capacité de 27 000 gallons de GNL par jour^{Note de bas de page 43}. L’installation Dawson Creek appartenait à Campus Energy jusqu’en 2024, année où Cryopeak en a fait l’acquisition^{Note de bas de page 44}.

Électricité

• En 2023, les importations interprovinciales et internationales nettes d’électricité en Colombie-Britannique ont totalisé 11,2 TWh. Sur une base annuelle, la Colombie Britannique est généralement un exportateur net d’électricité. Le commerce de l’électricité de cette province se fait surtout avec les États-Unis et, dans une moindre mesure, avec l’Alberta. En 2023, la Colombie-Britannique a toutefois été une importatrice nette, les faibles précipitations record ayant laissé certains de ses réservoirs hydroélectriques à un niveau plus bas que d’habitude^{Note de bas de page 45}.
• BC Hydro exploite plus de 18 000 km de lignes de transport à haute tension et de câbles sous-marins^{Note de bas de page 46}. Les lignes de transport d’électricité de BC Hydro relient la Colombie Britannique à d’autres services publics de l’Ouest de l’Amérique du Nord, notamment ceux de l’Alberta, de l’État de Washington, de l’Oregon et de la Californie.
• FortisBC exploite 7 300 km de lignes de transport et de distribution d’électricité dans le Sud de la Colombie-Britannique.
• En janvier 2024, le gouvernement de la Colombie-Britannique a annoncé une mise à jour du plan d’immobilisations décennal de BC Hydro, qui prévoit un investissement de 36 milliards de dollars dans des projets d’infrastructure entre 2024-2025 et 2033-2034^{Note de bas de page 47}. Le plan prévoit la construction de nouvelles lignes de transport d’électricité de Prince George à Terrace, l’agrandissement de postes pour soutenir les secteurs à forte croissance dans la vallée du bas Fraser et l’île de Vancouver, ainsi que la modernisation de barrages et d’installations de production.
• En 1961, le Canada et les États-Unis ont signé le Traité du fleuve Columbia^{Note de bas de page 48}, qui encadre la gestion de l’écoulement des eaux et les inondations en aval aux États-Unis. La convention accorde à la Colombie-Britannique le droit à une part égale des avantages tirés de l’énergie en aval qui peut être produite aux États-Unis. Le Traité du fleuve Columbia fait actuellement l’objet de renégociations visant à le moderniser^{Note de bas de page 49}.

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

Consommation totale d’énergie

• En 2020, la demande d’énergie pour utilisation finale en Colombie-Britannique s’établissait à 1 187 pétajoules (« PJ »). Le secteur industriel venait au premier rang pour la demande d’énergie totale (48 %), suivi des transports (27 %), du secteur résidentiel (14 %) et du secteur commercial (11 %) (figure 5). La même année, la province arrivait au quatrième rang au Canada pour la demande totale d’énergie, mais au sixième rang pour la consommation par habitant.
• En 2020, les produits pétroliers raffinés, y compris l’essence et le diesel, étaient les deux combustibles principalement utilisés en Colombie-Britannique, avec une consommation de 398 PJ, ou 34 % de la demande pour utilisation finale totale. Suivaient le gaz naturel, l’électricité et les biocombustibles avec 362 PJ (31 %), 209 PJ (18 %) et 214 PJ (18 %), respectivement (figure 6).
• La Colombie-Britannique est la plus grande consommatrice de bioénergie au Canada, principalement en raison de son importante industrie des pâtes et papiers.

Produits pétroliers raffinés

• En 2022, la demande d’essence pour moteur était de 918 litres par habitant en Colombie Britannique, soit 11 % de moins que la moyenne nationale de 1 035 litres par habitant.
• La même année, la demande de diesel était de 891 litres par habitant en Colombie Britannique, soit 15 % de plus que la moyenne nationale de 772 litres par habitant.
• L’essence consommée en Colombie-Britannique provient en grande partie de l’Alberta et est surtout acheminée par le pipeline Trans Mountain. Les deux raffineries de la province produisent également de l’essence. L’essence consommée en Colombie-Britannique peut aussi être importée par bateau ou par barge du Nord-Ouest des États-Unis.

Gaz naturel

• En 2023, la consommation moyenne de gaz naturel de la Colombie-Britannique s’est élevée à 0,62 Gpi³/j, soit 5,2 % de la demande canadienne totale.
• La même année, le plus grand consommateur de gaz naturel en Colombie-Britannique a été le secteur industriel, avec 0,29 Gpi³/j. Les secteurs résidentiel et commercial ont pour leur part consommé 0,19 Gpi³/j et 0,14 Gpi³/j, respectivement.

Électricité

• En 2020, la consommation d’électricité par habitant en Colombie-Britannique s’est établie à 11,3 mégawattheures (« Mwh »). La province arrivait au septième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui était de 23 % inférieure à la moyenne nationale.
• En 2020, le secteur industriel de la Colombie-Britannique était le principal consommateur d’électricité de la province, avec 23,3 térawattheures (« TWh »), suivi des secteurs résidentiel et commercial avec 20,2 et 14,5 TWh, respectivement.

Émissions de GES

• En 2022, les émissions de GES de la Colombie-Britannique ont totalisé 64,3 mégatonnes d’équivalent en dioxyde de carbone (Mt d’éq. CO₂)^{Note de bas de page 50}. Les émissions ont augmenté de 26 % depuis 1990, et de 3 % depuis 2005.
• Les émissions par habitant de la Colombie-Britannique sont parmi les plus basses au Canada, à 12,0 tonnes d’éq. CO₂, soit 34 % de moins que la moyenne nationale de 18,2 tonnes par habitant.
• Les secteurs qui émettent le plus de GES en Colombie-Britannique sont les transports (36 %), les activités en amont et en aval du secteur pétrolier et gazier (24 %) et la fabrication et les industries lourdes (fonderie, cimenterie et produits chimiques) (17 %) (figure 7).
• En 2022, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier de la Colombie-Britannique ont totalisé 15,2 Mt d’éq. CO₂. De ce total, 14,6 Mt étaient attribuables à la production, au traitement et au transport, et 0,6 Mt au raffinage du pétrole et à la distribution du gaz naturel.
• La majeure partie de l’électricité produite en Colombie-Britannique provient de ressources renouvelables. En 2022, le secteur de l’énergie la province a émis 0,3 Mt d’éq. CO₂, soit 0,6 % du total des émissions canadiennes de GES provenant de la production d’électricité.
• L’intensité des GES du réseau électrique de la Colombie-Britannique, mesurée en fonction des GES émis dans la production d’électricité de la province, était de 14 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (« g d’éq. CO₂ par kWh ») d’électricité produite en 2022. Il s’agit d’une réduction de 46 % par rapport au niveau de 25 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

• British Columbia Energy Regulator (en anglais)
• Gouvernement de la Colombie-Britannique : Natural Gas and Oil (en anglais)
• British Columbia Utilities Commission (en anglais)
• Ministère de l’Énergie, des Mines et de l’Innovation sobre en carbone (en anglais)
• British Columbia Sustainable Energy Association (en anglais)
• EnergyBC (en anglais)
• Régie de l’énergie du Canada – L’électricité renouvelable au Canada – Colombie-Britannique

Date de modification :

2024-09-12