Profils énergétiques des provinces et territoires – Territoires du Nord-Ouest

Territoires du Nord-Ouest

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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 dans les Territoires du Nord-Ouest de 2010 à 2020. Au cours de cette période, la production de pétrole brut a diminué, passant de 15,1 kb/j à 6,4 kb/j. La production de gaz naturel a diminué, passant de 18,7 Mpi3/j à 4,9 Mpi3/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 dans les Territoires du Nord-Ouest par méthode de production. En 2019, la production totale d’électricité s’est élevée à 0,72 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 dans les Territoires du Nord-Ouest.

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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 dans les Territoires du Nord-Ouest.

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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 dans les Territoires du Nord-Ouest par secteur. En 2018, la demande d’énergie pour utilisation finale a totalisé 20,8 PJ. Le secteur industriel vient au premier rang avec 46 % de la demande totale, suivi des transports (34 %), puis des secteurs commercial (13 %) et résidentiel (7 %).

  • 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 dans les Territoires du Nord-Ouest en 2018. Les produits pétroliers raffinés ont compté pour 15,4 PJ (74 %) de la demande, suivis du gaz naturel, avec 4,2 PJ (20 %), de l’électricité, à 1,1 PJ (5 %) et des biocarburants, à 0,7 PJ (3 %), les autres combustibles n’étant nullement présents (0 PJ).
    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 aux Territoires du Nord-Ouest par tranches de cinq ans, de 1990 à 2020 en Mt d’éq. CO2. Les émissions totales de GES ont diminué dans les Territoires du Nord-Ouest, passant de 1,54 Mt d’éq. CO2 en 2000 à 1,40 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 dans les Territoires du Nord-Ouest de 1990 à 2020. En 1990, l’électricité produite dans les Territoires du Nord-Ouest a émis 280 g d’éq. CO2 par kWh. En 2020, l’intensité des émissions avait diminué à 180 g d’éq. CO2 par kWh.

Production énergétique

Pétrole brut

  • En 2020, les Territoires du Nord-Ouest (en anglais) ont produit 6,4 milliers de barils de pétrole brut léger par jour (« kb/j ») (figure 1). Toute la production est issue de la réserve prouvée de la région de Norman Wells, près de la ville de Norman Wells, dans la région centrale de la vallée du Mackenzie.
  • Les Territoires du Nord-Ouest représentent moins de 0,1 % de la production canadienne totale de pétrole brut.
  • Plusieurs forages d’exploration de gaz de schiste et de pétrole de schiste ont été faits dans la région centrale de la vallée du Mackenzie de 2012 à 2015. Il n’y a pas eu d’activité depuis 2015. En outre, ni le forage ni l’exploitation de puits ne sont envisagés dans d’autres régions des Territoires du Nord-Ouest, y compris dans les eaux fédérales de la mer de Beaufort.
  • En 1986, un essai d’écoulement prolongé a donné lieu à une production de pétrole à la découverte d’Amauligak dans la mer de Beaufort. Les 316 000 barils de pétrole brut ont été transportés au Japon par pétrolier.
  • En décembre 2016, le gouvernement fédéral a annoncé qu’il serait interdit, indéfiniment, de délivrer tout nouveau permis d’exploration pétrolière et gazière dans les eaux de l’Arctique canadien, incluant les eaux fédérales au large des côtes des Territoires du Nord-Ouest, et que la situation serait analysée tous les cinq ans. Le premier examen quinquennal devait avoir lieu à la fin de 2021, mais le travail d’examen scientifique a été reporté. Le gouvernement fédéral, l’Inuvialuit Regional Corporation, Nunavut Tunngavik Incorporated et les gouvernements du Yukon, des Territoires du Nord-Ouest et du Nunavut élaborent des évaluations qui seront examinées en 2022.
  • En 2019, le gouvernement fédéral a pris un décret, dont l’échéance a été reportée à la fin de 2022, interdisant toute activité pétrolière et gazière dans les eaux extracôtières de l’Arctique canadien, y compris les activités visées par les permis déjà délivrés. Ce décret a été modifié le 21 décembre 2021 pour le prolonger jusqu’au 31 décembre 2022, afin de pouvoir prendre en compte les examens scientifiques. Toujours en 2019, le gouvernement fédéral a annoncé qu’il gelait les modalités des permis existants dans les zones extracôtières de l’Arctique afin de préserver les droits existants.
  • Le gouvernement fédéral a retourné 430 millions de dollars (en anglais) en dépôts de garantie aux sociétés pétrolières et gazières qui détenaient des permis de prospection valides. Après le 31 décembre 2022, les détenteurs de permis d’exploitation dans les zones extracôtières pourront soit payer à nouveau le dépôt requis, soit remettre leur permis.
  • L’Inuvialuit Regional Corporation, Nunavut Tunngavik Incorporated et les gouvernements du Nunavut, des Territoires du Nord-Ouest, du Yukon et du Canada poursuivent les discussions concernant l’examen.
  • Les ressources pétrolières des Territoires du Nord-Ouest sont estimées à 1,2 milliard de barils.

Produits pétroliers raffinés

  • Il n’y a aucune raffinerie dans les Territoires du Nord-Ouest.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel

  • En 2020, on a produit en moyenne 4,9 millions de pieds cubes par jour (« Mpi3/j ») de gaz naturel dans les Territoires du Nord-Ouest (figure 1), soit moins de 0,1 % de la production canadienne totale cette année-là.
  • Le gaz naturel est produit dans deux régions des Territoires du Nord-Ouest : Norman Wells et Ikhil, la première comptant pour la plus grande partie de la production. Dans le passé, on a produit du gaz naturel dans le Sud des Territoires du Nord-Ouest, mais la production a cessé en 2015 pour des raisons économiques.
  • La production de gaz naturel de L’Impériale à Norman Wells est un dérivé de la production pétrolière; le gaz sert à produire de l’électricité pour la ville de Norman Wells. La production à Norman Wells a commencé dans les années 1920.
  • La production de gaz naturel à Norman Wells a été suspendue au début de 2017, L’Impériale ayant décidé de suspendre sa production de pétrole dans la région. La production de pétrole brut et de gaz naturel a repris en octobre 2018, à la suite de la remise en service du pipeline Norman Wells d’Enbridge (canalisation 21).
  • La production de gaz naturel d’Ikhil a commencé en 1999 pour alimenter la ville d’Inuvik en gaz. Le champ d’Ikhil ne fournit actuellement qu’un approvisionnement d’appoint au GNL importé.
  • Le projet de sécurité énergétique des Inuvialuit (en anglais) a été proposé pour lancer la production de gaz naturel dans la péninsule de Tuktoyaktuk au puits Tuk M-18.
  • On estime à 48 mille milliards de pieds cubes les ressources récupérables de qualité commerciale de gaz naturel dans la partie sud des Territoires du Nord-Ouest, pour l’essentiel du gaz de schiste dans le bassin de la rivière Liard.
  • Les Territoires du Nord-Ouest ne produisent actuellement pas de LGN.

Électricité

  • En 2019, les Territoires du Nord-Ouest ont produit environ 0,72 térawattheure (« TWh ») d’électricité (figure 2), ce qui correspond approximativement à 0,1 % de la production totale d’électricité au Canada. Ces données comprennent l’électricité produite par les collectivités et les industries. La capacité de production des Territoires du Nord-Ouest est estimée à 217 mégawatts (« MW »).
  • La société Northwest Territories Power Corporation (« NTPC ») produit l’électricité des Territoires du Nord-Ouest à partir de diverses sources, notamment l’hydroélectricité, des combustibles fossiles et des sources d’énergie renouvelable. La plus grande partie de la production hydroélectrique provient des réseaux Snare, Bluefish et Taltson.
  • Le système de production d’électricités des Territoires du Nord-Ouest est fragmenté et utilise trois principales sources d’énergie : l’eau (hydroélectricité), le diesel et le gaz naturel. Huit collectivités utilisent l’hydroélectricité produite par deux réseaux, et les 25 autres dépendent de centrales au diesel.
  • En 2019, 46,8 % de l’électricité des Territoires du Nord-Ouest provenait de l’hydroélectricité et 37,2 % du pétrole.
  • Northland Utilities Ltd. a des bureaux à Hay River et à Yellowknife. Le premier dessert Kakisa, Dory Point, Fort Providence, Sambaa K’e, Wekweeti, Hay River, Enterprise et la Première Nation K’at’lodeeche, et le deuxième, Yellowknife et N’Dilo. Northland Utilities est un partenariat formé d’ATCO et de Denendeh Investments Inc., qui représente 27 Premières Nations Déné établies à la grandeur des Territoires du Nord-Ouest.
  • La centrale au gaz naturel d’Inuvik, alimentée à partir du champ gazier d’Ikhil de 1999 à 2012, a été remise en service en janvier 2014. Elle utilise du GNL transporté par camions depuis l’Alberta et la Colombie-Britannique. La deuxième centrale d’Inuvik fonctionne au diesel. NTPC évalue actuellement la possibilité d’approvisionner d’autres collectivités établies sur le réseau routier pour qu’elles puissent alimenter leurs groupes électrogènes en GNL, en plus du diesel.
  • L’énergie éolienne répond à environ 2 % des besoins en énergie des Territoires du Nord-Ouest. En 2013, on a installé à la mine de diamants Diavik (en anglais) quatre éoliennes d’une capacité de 9,2 MW pour fournir de l’électricité à son micro-réseau principalement alimenté au diesel, à Lac de Gras.
  • En novembre 2018, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest et Infrastructure Canada ont annoncé un investissement de 40 millions de dollars dans le projet d’énergie éolienne d’Inuvik. En février 2022, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest a annoncé que la construction du projet avait commencé et qu’elle devrait être terminée en 2023.
  • Bien que l’énergie solaire ne répondait qu’à moins de 1 % des besoins en énergie des Territoires du Nord-Ouest en 2019, on y trouve plusieurs projets en exploitation.
    • La centrale de Fort Simpson d’une capacité de 100 kilowatts (« kW »), la plus grande installation solaire du Nord canadien, a été aménagée en 2012.
    • Depuis 2016, Colville Lake est alimentée par un système hybride comprenant de l’énergie solaire avec batteries et du diesel. Auparavant, cet établissement situé au nord du cercle polaire arctique comptait uniquement sur le diesel pour produire son électricité. Le diesel était livré par les routes d’hiver à un coût annuel de 140 000 $.
    • De nouvelles installations solaires ont été aménagées à Fort Liard et Wrigley en 2016 ainsi qu’à Aklavik, en 2017.
    • En 2021, l’Initiative autochtone pour réduire la dépendance au diesel a accordé 800 000 $ à Nihtat Energy Ltd. (en anglais) pour financer deux projets solaires près d’Inuvik.
  • Le programme de facturation nette (en anglais) des Territoires du Nord-Ouest permet aux consommateurs d’électricité de produire leur propre énergie (jusqu’à concurrence de 15 kW) à partir de sources d’énergie renouvelable et d’accumuler des crédits énergétiques tous les mois grâce à l’énergie excédentaire qu’ils produisent et qui est déduite de leur consommation quand cette dernière surpasse leur production.
  • La stratégie énergétique 2030 (en anglais) du gouvernement des Territoires du Nord-Ouest est déployée parallèlement au cadre stratégique sur les changements climatiques et à la taxe sur le carbone. L’un des objectifs de cette stratégie est de réduire de 25 % les émissions de gaz à effet de serre issues de la production d’électricité dans les collectivités qui dépendent du diesel. Des fonds ont été alloués à la ligne de transport d’électricité reliant Fort Providence et Kakisa et au projet éolien d’Inuvik d’une capacité de 3,5 MW, qui réduira la consommation de diesel dans les collectivités hors réseau.
  • Le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest a entrepris le projet d’expansion de la centrale hydroélectrique Taltson afin d’accroître sa capacité actuelle et de relier les réseaux hydroélectriques des Territoires pour fournir de l’énergie propre à l’industrie.
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Transport et commerce des produits énergétiques

Pétrole brut et liquides

  • Le pipeline Norman Wells achemine la production de pétrole brut des Territoires du Nord-Ouest et du Nord-Ouest de l’Alberta à Zama, en Alberta (figure 3). La capacité de ce pipeline, du ressort de la Régie de l’énergie du Canada, est d’environ 16 kb/j, mais, en 2020, il n’a transporté que 6,6 kb/j.
  • En novembre 2016, le pipeline Norman Wells a été fermé par suite de préoccupations liées à la sécurité, particulièrement la stabilité des pentes sur la rive sud du fleuve Mackenzie. La production à Norman Wells a donc cessé. Un tronçon de 2,5 km, sous le fleuve Mackenzie, a été remplacé en 2018. Le pipeline a repris ses activités en octobre 2018.
  • Il n’y a aucune installation ferroviaire de transport de pétrole brut aux Territoires du Nord-Ouest. Il existe toutefois un terminal ferroviaire à Hay River qui reçoit les produits pétroliers raffinés de l’Alberta, comme l’essence automobile et le diesel. Ces produits pétroliers raffinés sont livrés aux collectivités des Territoires du Nord-Ouest et du Nunavut par barges qui empruntent le Grand lac des Esclaves, le fleuve Mackenzie et la mer de Beaufort.

Gaz naturel

  • Le pipeline Westcoast d’Enbridge (aussi connu sous le nom de BC Pipeline) prend son origine dans le coin sud-ouest des Territoires du Nord-Ouest et raccorde le bassin de la Liard, dans le Sud-Est des Territoires du Nord-Ouest, et le champ Kotaneelee, dans le Sud-Est du Yukon, à l’usine de traitement du gaz à Fort Nelson, en Colombie-Britannique (figure 4). Ce tronçon du pipeline n’est actuellement pas en exploitation. Cette section est reliée aux pipelines de collecte de gaz de NorthRiver Midstream (en anglais) dans le nord-est de la Colombie-Britannique.
  • Un pipeline de 50 km de long relie le champ de gaz Ikhil à la ville d’Inuvik. La plus grande partie de ce pipeline est assujettie à la réglementation de la Régie en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières.
  • La société de distribution locale d’Inuvik est Inuvik Gas Ltd. (en anglais), qui relève de la Régie des entreprises de service public des Territoires du Nord-Ouest. Inuvik Gas est détenue à parts égales par l’Inuvialuit Petroleum Corporation, ATCO Midstream NWT Ltd., une filiale d’ATCO Energy Solutions Ltd., et TriSummit Utilities Inc.
  • Le projet gazier Mackenzie [dossier 338535] a été annulé en décembre 2017 par les participants, soit L’Impériale, ConocoPhillips Canada, ExxonMobil Canada et l’Aboriginal Pipeline Group. Le projet prévoyait la mise en valeur de champs gaziers dans le delta du Mackenzie et la construction d’un gazoduc de 1 200 km de long (pipeline de la vallée du Mackenzie) allant du delta du Mackenzie à la frontière entre l’Alberta et les Territoires du Nord-Ouest. Le projet a été jugé non viable sur le plan économique [document A77339-2].

Gaz naturel liquéfié

  • Inuvik reçoit du GNL par camion de l’installation de GNL Campus Energy (en anglais) à Dawson Creek, en Colombie-Britannique. Ce GNL est utilisé par la centrale au GNL d’Inuvik (en anglais) de la Société d’énergie des Territoires du Nord-Ouest, qui a commencé ses activités en 2013 et qui a été construite pour alimenter la centrale électrique au gaz d’Inuvik et pour remplacer l’électricité produite à partir de génératrices au diesel.
  • En décembre 2021, la Société d’énergie des Territoires du Nord-Ouest a reçu une subvention pour installer un troisième réservoir de GNL à la centrale d’Inuvik, ce qui permettra à la collectivité de moins dépendre du diesel et de produire la majeure partie de son électricité à partir de GNL facilement disponible.
  • Le projet de sécurité énergétique des Inuvialuit (en anglais) a annoncé son intention de produire du gaz naturel dans la péninsule de Tuktoyaktuk au puits Tuk M-18. Si le projet est approuvé, une usine sur le site du puits convertirait le gaz naturel en GNL, qui serait transporté par camion pour être utilisé localement.

Électricité

  • NTPC distribue l’électricité à des clients utilisateurs finaux dans 26 des 33 collectivités grâce à 565 km de lignes de transport et 375 km de lignes de distribution.
  • Northland Utilities Ltd. distribue aussi de l’électricité à Yellowknife, N’Dilo, Hay River, Sambaa K’e, Kakisa, Dory Point, Fort Providence, Wekweeti, Enterprise et K’at’lodeeche.
  • En raison des grandes distances qui séparent les régions peuplées et les provinces et territoires voisins, il n’y a pas de lignes de transport permettant les échanges d’électricité entre les Territoires du Nord-Ouest et d’autres provinces ou territoires.
  • Les Territoires du Nord-Ouest comptent deux réseaux électriques régionaux, dans les régions de North Slave (réseau Snare) et de South Slave (réseau Taltson). Les deux réseaux sont connectés à l’approvisionnement en hydroélectricité des Territoires du Nord-Ouest, mais ils ne sont pas interconnectés. Il existe de plus 20 réseaux indépendants.
  • La Régie des entreprises de service public des Territoires du Nord-Ouest est l’organisme de réglementation de l’électricité.
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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 aux Territoires du Nord-Ouest a totalisé 18 pétajoules (« PJ »). Le secteur industriel venait au premier rang pour la demande d’énergie (44 % de la demande totale), suivi des transports (40 %), du secteur commercial (10 %) et du secteur résidentiel (6 %) (figure 5). Les Territoires du Nord-Ouest arrivent au troisième rang au Canada pour la plus faible demande d’énergie et au troisième rang aussi pour la plus forte demande par habitant.
  • Les produits pétroliers raffinés sont les combustibles les plus utilisés dans les Territoires du Nord-Ouest, avec une consommation de 13,8 PJ, ou 77 % de la demande pour utilisation finale totale. Suivent le gaz naturel et l’électricité avec 3 PJ (17 %) et 1,1 PJ (6 %), respectivement (figure 6).

Produits pétroliers raffinés

  • En 2019, la demande d’essence pour moteur était de 1 202 litres par habitant dans les Territoires du Nord-Ouest, soit 5 % de moins que la moyenne nationale de 1 268 litres par habitant.
  • La même année, la demande de diesel s’élevait à 4 822 litres par habitant, soit plus de cinq fois plus que la moyenne nationale de 855 litres par habitant.
  • Presque toute l’essence automobile consommée dans les Territoires du Nord-Ouest provient des provinces voisines (surtout l’Alberta) et est acheminée par camion ou par train.
  • Une part importante de la demande en carburant diesel des Territoires du Nord-Ouest est destinée au chauffage des bâtiments et à la production d’électricité. En 2019, les centrales diesel ont constitué 55 % de la capacité totale de production d’électricité installée des Territoires du Nord-Ouest.
  • La population éparse et l’infrastructure de transport restreinte des Territoires du Nord-Ouest limitent l’alimentation et font augmenter les coûts du combustible de chauffage et des carburants de transport. Le Service d’approvisionnement en combustibles du gouvernement territorial encadre l’achat, le transport, la distribution et le stockage des combustibles des 16 collectivités qui ne reçoivent pas les services d’entreprises privées et de 20 collectivités pour la Société d’énergie des Territoires du Nord-Ouest.

Gaz naturel

  • En 2020, la consommation de gaz naturel des Territoires du Nord-Ouest a totalisé en moyenne 16,4 Mpi3/j, soit moins de 1 % de la demande canadienne totale.
  • Le seul secteur ayant consommé du gaz naturel aux Territoires du Nord-Ouest a été le secteur industriel.

Électricité

  • En 2019, la consommation d’électricité par habitant dans les Territoires du Nord-Ouest s’est établie à 6,8 mégawattheures (« Mwh »). Les Territoires du Nord-Ouest arrivent à l’avant-dernier rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui est de 55 % sous la moyenne nationale.
  • Dans les Territoires du Nord-Ouest, c’est le secteur commercial qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2019 avec 0,19 TWh. Les secteurs résidentiel et industriel ont consommé 0,11 TWh et 0,01 TWh, respectivement.
  • En raison de la faible densité de la population et des coûts de production élevés, les tarifs d’électricité des Territoires du Nord-Ouest sont parmi les plus élevés au pays, à plus de 30 cents le kilowattheure; cependant, ils varient d’une collectivité à une autre et d’une société de services publics à une autre.

Émissions de GES

  • En 2020, les émissions de GES des Territoires du Nord-Ouest ont totalisé 1,40 mégatonne (« Mt ») d’équivalent en dioxyde de carbone (« éq. CO2 »)Note de bas de page 1, une diminution de 9 % depuis 2000, première année complète après qu’une partie des Territoires du Nord-Ouest a formé le Nunavut, et de 19 % depuis 2005.
  • Les émissions par habitant aux Territoires du Nord-Ouest sont les plus élevés des territoires nordiques. Elles s’établissaient à 30,9 tonnes d’éq. CO2, soit 75 % de plus que la moyenne nationale de 17,7 tonnes par habitant.
  • Les secteurs qui émettent le plus de GES aux Territoires du Nord-Ouest sont les transports, avec 46 % du total, les bâtiments (résidentiels et secteur tertiaire), à 22 %, et l’industrie et le secteur manufacturier, à 20 % (figure 7).
  • En 2020, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier des Territoires du Nord-Ouest ont totalisé 0,06 Mt d’éq. CO2; elles provenaient de la production de pétrole brut et de gaz naturel.
  • En 2020, le secteur de l’énergie des Territoires du Nord-Ouest a émis 62 000 tonnes d’éq. CO2, soit 0,1 % du total des émissions canadiennes de GES provenant de la production d’électricité.
  • L’intensité des GES du réseau électrique des Territoires du Nord-Ouest, mesurée en fonction des GES émis dans la production d’électricité, était de 180 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (« g d’éq. CO2 par kWh ») en 2020. Il s’agit d’une réduction de 36 % par rapport au niveau de 280 g d’éq. CO2 par kWh de 2005. La moyenne nationale en 2020 était de 110 g d’éq. CO2 par kWh (figure 8).
  • NTPC a mis au point des systèmes de récupération de chaleur résiduelle dans ses centrales au diesel de Fort Liard et de Fort McPherson, ce qui a permis de réduire les émissions de GES et la demande de mazout de chauffage dans ces collectivités. À Fort McPherson, le système a permis d’éviter la consommation de plus de 1,6 million de litres de carburant diesel et l’émission de plus de 4 500 tonnes de GES au cours de la dernière décennie.
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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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