ARCHIVÉ – Aperçu de la situation énergétique au Canada 2014 - Note d’information sur l’énergie

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ISSN 1917-5078

Juillet 2015

Droit d’auteur et droit de reproduction

Préface

L’édition de cette année de l’Aperçu de la situation énergétique au Canada de l’Office national de l’énergie, la neuvième, renferme des données de base sur l’offre d’énergie et les marchés énergétiques au Canada. L’Aperçu de la situation énergétique au Canada 2014 complète le rapport de synthèse de l’Office intitulé Dynamique du marché de l’énergie au Canada - 2014, qui relatait un certain nombre d’événements qui ont marqué le secteur énergétique en 2014. Ces produits d’information contribuent à la transparence des marchés énergétiques du pays et aident les Canadiens à parfaire leurs connaissances dans le domaine de l’énergie.

Tableau 1 - Statistiques importantes sur l’énergie et l’économie au Canada

Tableau 1 - Statistiques importantes sur l’énergie et l’économie au Canada

  2013 2014 Variation (en %)
Contribution directe de l’énergie au PIB (en %) 9,5 9,8 s.o.
Recettes annuelles tirées des exportations d’énergie (en G$) 113,4 128,7 13,5
Contribution du secteur de l’énergie aux recettes tirées des exportations canadiennes (en %) 23,7 24,4 s.o.
Prix moyen du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI) (en $ US le baril) 97,91 93,26 -4,7

Sources : Statistique Canada; prix du WTI : Energy Information Administration (EIA) des États-Unis

Exposé

Ce tableau livre des statistiques sur le secteur énergétique du Canada et l’économie canadienne. De 2013 à 2014, la contribution directe du secteur de l’énergie au produit intérieur brut (PIB) est demeurée relativement stable, à près de 10 %. Les recettes annuelles tirées des exportations d’énergie ont augmenté d’un peu plus de 15 milliards de dollars de 2013 à 2014, pour atteindre 128,7 milliards. Le prix moyen du brut WTI a reculé de près de 5 % durant la même période pour se situer à 93,26 $ US/b.

Figure 1 - Recettes nettes d’exportation d’énergie

(en G$)
Figure 1 - Recettes nettes d’exportation d’énergie

(a) Estimations
Source : Statistique Canada

Exposé

Ce diagramme à barres empilées présente les recettes nettes, en milliards de dollars, provenant des exportations selon les produits, de 2010 à 2014. En 2014, ces recettes nettes ont totalisé un peu plus de 85 milliards de dollars, et les principaux contributeurs ont été le pétrole brut et le bitume brut, dont les recettes se sont chiffrées à environ 70 milliards de dollars. Viennent ensuite le gaz naturel, l’électricité et les autres produits énergétiques, dont les recettes ont été, respectivement, d’environ 11 milliards, 2,3 milliards et 2,3 milliards. Pour ce qui est des produits pétroliers raffinés, la valeur des importations a surpassé celle des exportations de 0,45 milliard de dollars en 2014.

Tableau 2 - Production d’énergie au Canada selon la source - Pétajoules (PJ)

Tableau 2 - Production d’énergie au Canada selon la source - Pétajoules (PJ)

  2010 2011 2012 2013 2014Note a Variation (%)
(2013-2014)
PétroleNote b 7 090 7 506 8 057 8 795 9 283 5,6
Gaz naturelNote c 5 772 5 765 5 500 5 555 5 807 4,5
Hydroélectricité 1 253 1 339 1 356 1 397 1 350 -3,3
Énergie nucléaire 308 318 322 297 363 22,5
Énergie éolienne, marémotrice et solaireNote d 32 37 42 42 33 -22,4
AutresNote e 510 502 487 557 566 1,7
TotalNote f 14 964 15 468 17 268 16 642 17 402 4,6
Croissance annuelle   3.4 2.0 5.5 4.6  

Remarque : En raison de l’arrondissement des chiffres, les totaux et les taux de croissance peuvent ne pas sembler exacts.

Sources : Office national de l’énergie, Statistique Canada et Ressources naturelles Canada

Exposé

Ce tableau indique la production d’énergie au Canada de 2010 à 2014 selon la source, ce qui comprend le pétrole, le gaz naturel, l’hydroélectricité, l’énergie nucléaire, le charbon, les énergies éolienne, marémotrice et solaire, et les autres sources. Par rapport à 2013, on a observé, en 2014, une augmentation de la production d’énergie issue du pétrole, du gaz naturel, de l’énergie nucléaire et des autres sources, mais une diminution de celle tirée de l’hydroélectricité et des énergies éolienne, marémotrice et solaire. À noter que les estimations pour la production de charbon en 2014 ne sont pas disponibles; il n’est donc pas possible de calculer la production totale d’énergie au Canada en 2014.

Tableau 3 - Consommation d’énergie secondaireNote de bas de page 1 au Canada (en pétajoules)

Tableau 3 - Consommation d’énergie secondaire au Canada (en pétajoules)
  2010 2011 2012 2013 2014Note a Variation (en %)
(2013-2014)
Résidentiel Note b 1 599 1 682 1 615 1 689 1 702 0,8
Commercial 1 339 1 380 1 455 1 502 1 519 1,1
Industriel Note b Note c 5 081 5 224 5 381 5 506 5 625 2,2
Transports 2 605 2 576 2 560 2 594 2 625 1,2
Total 10 624 10 862 10 011 11 291 11 471 1,6
Variation annuelle (en %)   2,2 1,4 2,5 1,6  

Sources : Office national de l’énergie et Statistique Canada

Exposé

Ce tableau dresse une synthèse de la consommation intérieure d’énergie secondaire selon les secteurs, soit résidentiel, commercial, industriel et transports, de 2010 à 2014. La consommation intérieure d’énergie était en hausse, en 2014, et a atteint 11 492 pétajoules. Pour la période allant de 2010 à 2014, la consommation d’énergie secondaire dans le secteur industriel n’a pas cessé d’augmenter.

Figure 2 - Nombre de puits forés dans l’Ouest canadien

Détails

En 2014, le nombre de puits forés dans l’Ouest du Canada a diminué par rapport à l’année précédente. En réaction à la baisse constante des prix du pétrole au deuxième semestre de 2014, les forages de puits ciblant le pétrole ont suivi la même tendance. On a observé une légère augmentation du nombre de puits ciblant du gaz naturel par rapport à 2013, les sociétés recherchant principalement des gisements riches en liquides de gaz naturel, dont les prix sont plus élevés et les revenus plus prometteurs.

Figure 2 - Nombre de puits forés dans l’Ouest canadien

Source : Analyse par l’Office des données de Divestco Inc.

Exposé

Cette figure comporte deux diagrammes. Le diagramme en barres indique le nombre de puits forés dans l’Ouest canadien de 2005 à 2014. En 2014, un total de 7 864 puits ont été forés. De ce nombre, 25 % ciblaient du gaz et 73 % du pétrole. Les 2 % qui restent étaient des puits de serviceNote de bas de page 2. En comparaison, on avait foré 24 068 puits en 2005 : 79 % ciblaient le gaz et 20 % le pétrole. La dernière tranche de 1 % était constituée de puits de service.

Figure 3(A) - Dépenses pour les droits versés dans l’Ouest canadien pour le pétrole, le gaz et les sables bitumineux - Recettes des droits fonciers

Détails

Les recettes des gouvernements provinciaux de l’Ouest canadien tirées des droits fonciers pour le pétrole ont enregistré une légère hausse en 2014 pour atteindre 1,1 milliard de dollars. Cette somme est bien en dessous de la moyenne des dix dernières années. Alors que les recettes diminuaient en Alberta, elles augmentaient en Colombie-Britannique et en Saskatchewan.

En 2014, l’Office Canada – Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (OCTLHE) a dévoilé les résultats des récents appels d’offres en vue d’engagements de travaux au large des côtes de Terre-Neuve. Dans la passe Flamande, trois sociétés ont déposé la soumission la plus élevée depuis que l’OCTLHE existe. Une soumission de près de 600 millions de dollars au total a été présentée pour une parcelle de 266 139 hectares. Deux autres soumissions totalisant 37 millions de dollars ont aussi été acceptées.

Un appel d’offres est actuellement en cours pour un territoire constitué de 11 parcelles totalisant 2 581 655 hectares. Le processus de l’OCTLHE prend fin le 12 novembre 2015.

(en G$)
Figure 3(A) - Dépenses pour les droits versés dans l’Ouest canadien pour le pétrole, le gaz et les sables bitumineux - Recettes des droits fonciers

Source : Gouvernements provinciaux

Exposé

Ce diagramme présente les recettes des gouvernements provinciaux tirées des droits pétroliers afin de permettre l’exploration pétrolière et gazière, aussi appelé « droits fonciers », de 2005 à 2014. En 2014, les recettes de l’Alberta au titre des droits fonciers pour les sables bitumineux se sont élevées à 4,7 millions de dollars; depuis 2009, elles ont été d’un peu moins de 50 millions. Au chapitre des droits pétroliers et gaziers en 2014, les recettes de l’Alberta ont atteint 489 millions de dollars, tandis qu’elles étaient de 198 millions en Saskatchewan et de 383 millions en Colombie-Britannique.

Figure 3(B) - Activités liées aux droits fonciers pour le pétrole, le gaz et les sables bitumineux dans le BOSC

Superficie (en millions ha)
Figure 3(B) - Activités liées aux droits fonciers pour le pétrole, le gaz et les sables bitumineux dans le BOSC

Source : Gouvernements provinciaux

Exposé

Cette figure résume les avoirs fonciers, en hectares, relatifs aux droits fonciers pour le pétrole et le gaz en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan, ainsi que pour les sables bitumineux en Alberta, de 2005 à 2014. Par rapport à 2013, on a noté, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan, une faible augmentation des activités liées aux droits fonciers pour le pétrole et le gaz en 2014, tandis qu’en Alberta, on constatait un ralentissement dans les trois secteurs.

Figure 4 - Production moyenne de pétrole brut canadien

Détails

En 2014, la production de pétrole brut au Canada a augmenté de 7,9 % par rapport à 2013, pour atteindre 0,60 million de mètres cubes par jour ou 3,75 millions de barils par jour en moyenne, selon les estimations. Cette croissance est en grande partie attribuable à l’augmentation de la production de pétrole tirée des sables bitumineux, notamment grâce à la mise en service de plusieurs nouveaux projets de récupération in situ, et à l’accroissement de la production de pétrole de réservoirs étanches dans le BSOC.

En 2014 également, on estime que la production de pétrole issue des sables bitumineux a totalisé 0,34 million de mètres cubes par jour (2,17 millions de barils par jour). La production de pétrole brut synthétique était en hausse de 2,0 %, par rapport à 2013, tandis que celle du bitume non valorisé augmentait de 20,0 % durant la même période.

En ce qui a trait à la production de pétrole au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador, elle affichait un recul de 5,8 % par rapport à 2013. Cette diminution s’explique par l’exécution de travaux d’entretien prévus dans le gisement Terra Nova et par une diminution normale de la production dans les champs en exploitation.

10³m³/j
Mb/j
Figure 4 - Production moyenne de pétrole brut canadien

Source : Organismes provinciaux œuvrant dans le secteur de l’énergie, offices des hydrocarbures extracôtiers et Office national de l’énergie

Exposé

Cette figure est constituée de trois diagrammes. Le premier montre la progression constante de la production de pétrole brut au Canada de 2010 à 2014. Au cours de cette période, la production de brut est passée de 450,4 Mm³/j (2,83 Mb/j) à 597,4 Mm³j (3,75 Mb/j), une hausse de 33 %.

Le diagramme à secteurs indique le pourcentage de la production canadienne totale de pétrole et d’équivalents selon la province. En 2014, la production de l’Alberta a compté pour 77 % de la production canadienne. Elle est suivie de la Saskatchewan à 13,8 %. Viennent ensuite Terre-Neuve, le Manitoba, la Colombie-Britannique, les Territoires du Nord-Ouest et le Nunavut, la Nouvelle-Écosse et l’Ontario, dont la production a représenté, respectivement, 5,8 %, 1,3 %, 1,3 %, 0,3 %, 0,08 % et 0,04 % de la production canadienne.

Le dernier diagramme livre les volumes de production en 2014 selon le type de pétrole brut. Le bitume non valorisé venait au premier rang au chapitre de la production à 32,1 %, suivi du brut classique léger et du condensat à 30 %, du brut synthétique à 25,5 % et du lourd classique à 12,4 %.

Figure 5 - Production de bitume brut en 2014

10³m³/j
Mb/j
Figure 5	- Production de bitume brut en 2014

(a) Estimations

Source : Alberta Energy Regulator (AER)

Exposé

Ce diagramme illustre la production de bitume brut de 2010 à 2014. En 2014, la production issue de l’extraction à ciel ouvert a totalisé 170,6 milliers de mètres cubes par jour (1,1 million de barils par jour), comparativement à 193,7 milliers de mètres cubes par jour (1,2 million de barils par jour) pour la récupération in situ et à 153,9 milliers de mètres cubes par jour (0,97 million de barils par jour) pour le bitume valorisé.

Figure 6 - Prix du pétrole WTI et du Brent de la mer du Nord

en $US/b

Figure 6 - Prix du pétrole WTI et du Brent de la mer du Nord

Source : EIA

Exposé

Ce diagramme présente deux cours de référence pour le pétrole brut léger, soit le WTI à Cushing, en Oklahoma, et le Brent (mer du Nord), de 2010 à 2014. En janvier 2014, le prix moyen du baril de WTI s’établissait à 94,62 $ US et celui du Brent à 108,12 $ US. En décembre, les cours étaient respectivement de 59,29 $ US et 62,34 $ US.

Figure 7 - Prix du pétrole Maya et du pétrole Western Canadian Select

Détails

Les cours affichés pour deux repères de pétrole brut lourd, le Western Canadian Select (WCS), à Hardisty, en Alberta, et le pétrole Maya du Mexique de qualité comparable, sur la côte américaine du golfe du Mexique, étaient assez proches l’un de l’autre au début de 2010. Par la suite, en raison de problèmes d’accès aux marchés qu’a rencontrés le pétrole lourd de l’Ouest canadien, un écart a commencé à se creuser entre le prix du WCS et du Maya. En décembre 2013, cet écart était de 18,07 $ US le baril. Au cours de 2014, on a observé un rapprochement des deux prix. À mesure que les cours du pétrole baissaient, cet écart a régressé pour atteindre 9,28 $ US en décembre.

en $US/b
Figure 7 - Prix du pétrole Maya et du pétrole Western Canadian Select

Sources : EIA et gouvernement de l’Alberta

Exposé

Ce diagramme illustre l’évolution des cours du pétrole WCS et du pétrole Maya de 2010 à 2014.

Figure 8 - Exportations et importations annuelles moyennes de pétrole brut

A) Prix à l’exportation du brut léger et du brut lourd (en Mb/j)
B) Prix à l’exportation du brut léger et du brut lourd ($/b)
Figure 8 - Exportations et importations annuelles moyennes de pétrole brut - A) Prix à l’exportation du brut léger et du brut lourd  (en Mb/j) et B) Prix à l’exportation du brut léger et du brut lourd ($/b)

(b) Estimations

Sources : Office national de l’énergie et Statistique Canada

Exposé

Cette figure renferme deux diagrammes. Le diagramme A) présente les exportations et importations canadiennes moyennes de pétrole brut de 2010 à 2014. En 2010, les exportations de pétrole ont totalisé 306,4 milliers de mètres cubes par jour (1,93 million de barils par jour) alors que les importations s’élevaient à 123,5 milliers de mètres cubes par jour (0,78 million de barils par jour). Les exportations nettes ont été de 182,9 milliers de mètres cubes de pétrole par jour (1,15 million de barils par jour). En 2014, le Canada a exporté 453,5 milliers de mètres cubes de pétrole par jour (2,85 millions de barils par jour) et en a importé 86,2 milliers de mètres cubes par jour (0,54 million de barils par jour). Les exportations nettes de pétrole ont donc été de 367,3 milliers de mètres cubes par jour (2,3 millions de barils par jour).

Le diagramme B) illustre les prix mensuels d’exportation de 2010 à 2014 pour le pétrole léger et le pétrole brut canadiens, ainsi que l’écart entre les deux, exprimés en dollars le baril. En 2014, le prix moyen à l’exportation du brut léger était de 99,94 $ CA et celui du brut lourd de 84,15 $ CA.

Tableau 4 - Prix du pétrole brut et des produits pétroliers raffinés canadiens

Tableau 4 - Prix du pétrole brut et des produits pétroliers raffinés canadiens

Produit 2013 2014 Variation Variation (en %)
Essence (cents/litre) 127,9 128,1 0,2 0,1 %
Diesel (cents/litre) 128,6 133,9 5,3 4,1 %
Mazout de chauffage (cents/litre) 120,4 125,1 4,7 3,9 %
Mélange de brut léger canadien ($/b)Note a 92,8 94,0 1,2 1,3 %
WCS ($US/b) 71,5 73,6 2,1 2,9 %

Sources : Ressources naturelles Canada et gouvernement de l’Alberta

Exposé

Ce tableau révèle les prix moyens de produits pétroliers canadiens en 2013 et 2014, soit l’essence, le diesel et le mazout de chauffage, ainsi que les cours du pétrole du mélange de brut léger canadien et de brut lourd canadien.

Figure 9 - Évolution du prix du gaz naturel en Amérique du Nord - Prix moyen sur trois jours au carrefour Henry

$ US/MBTU
Figure 9 - Évolution du prix du gaz naturel en Amérique du Nord - Prix moyen sur trois jours au carrefour Henry

Source : GLJ Publications Inc.

Exposé

Ce diagramme livre les prix mensuels du gaz au carrefour Henry en dollars américains par million de BTU, de 2005 à 2014. Ces cours se sont établis, en moyenne, à 4,37 $ par MBTU en 2014, une hausse de 19 % par rapport au cours de 3,67 $ US en 2013. En 2014, les prix du gaz naturel sont demeurés à l’intérieur d’une fourchette de 3,65 $ US à 5,15 $ US par MBTU.

Figure 10 - Stocks de gaz naturel au Canada et aux États-Unis

Détails

Les stocks de gaz naturel servent de mécanisme d’équilibrage du marché. Les stocks sont constitués durant l’été et utilisés en hiver, quand la demande pour le chauffage des locaux augmente. La période de mesure des stocks de gaz naturel s’étend d’avril à mars.

En 2014, les stocks de gaz naturel au Canada et aux États-Unis ont joué un rôle de premier plan pour alimenter le marché durant l’hiver 2013-2014, lorsque la demande a monté en flèche en raison des températures sous les normales. Cela a évidemment occasionné une baisse considérable des stocks. En février et mars, ces derniers sont descendus bien en deçà de la moyenne des cinq dernières années. Pendant le reste de l’année, les débits nécessaires pour reconstituer les stocks ont été supérieurs à la moyenne. Grâce à une production résiliente, les stocks étaient revenus à un niveau s’approchant de la moyenne des cinq dernières années en décembre.

Tpi³
Figure 10 - Stocks de gaz naturel au Canada et aux États-Unis

Sources : EIA et Enerdata

Exposé

Ce diagramme présente l’évolution des stocks de gaz naturel au Canada et aux États-Unis, en billions de pieds cubes. On y compare les stocks pour l’ensemble de l’exercice financier 2014-2015 et pour la période d’avril à décembre 2014, en plus de donner la moyenne et les niveaux maximum et minimum des cinq dernières années.

Figure 11 - Consommation canadienne de gaz naturel

Détails

La consommation totale de gaz naturel au Canada a enregistré une hausse de 0,4 % en 2014 pour atteindre 245 millions de mètres cubes par jour (8,6 Tpi³/j).

Mm³/j
Figure 11 - Consommation canadienne de gaz naturel

Source : Statistique Canada

Remarque : Statistique Canada décrit les ventes directes comme des livraisons directes de gaz naturel (non-service) pour la consommation.

Exposé

Ce diagramme indique l’évolution de la consommation annuelle de gaz naturel de 2005 à 2014 selon les divers secteurs, soit résidentiel, commercial, industriel, ventes directes et autres.

Figure 12 - Degrés-jours de chauffage durant l’année

Figure 12 - Degrés-jours de chauffage durant l’année

Source : Association canadienne du gaz (ACG)

Exposé

Ce diagramme montre les degrés-jours de chauffage annuels au Canada, de 2005 à 2014. Les degrés-jours de chauffage constituent une façon d’illustrer la demande d’énergie nécessaire pour chauffer un bâtiment, en fonction de la température à l’extérieur. On définit les degrés-jours de chauffage par rapport à une température de base, soit la température extérieure au-dessus de laquelle il n’est pas nécessaire de chauffer un bâtiment. De 2005 à 2014, le nombre de degrés-jours de chauffage a fluctué de 3 762 à 4 305 par année.

Figure 13 - Besoins annuels moyens d’achats de gaz naturel pour l’exploitation des sables bitumineux

Détails

Le gaz naturel sert à produire l’électricité et la vapeur nécessaires à l’exploitation des sables bitumineux en Alberta. La vapeur aide à la séparation du bitume in situ et à la production d’hydrogène employée pour valoriser le bitume et en faire du brut synthétique. Les achats totaux de gaz naturel aux fins de l’exploitation des sables bitumineux se sont chiffrés à 55,2 millions de mètres cubes par jour (1,95 milliard de pieds cubes) en 2014, soit une hausse de 18,2 % par rapport à l’année précédente.

Mm³/j
Gpi³/j
Figure 13 - Besoins annuels moyens d’achats de gaz naturel pour l’exploitation des sables bitumineux

(a) Estimations

Sourses : Office national de l’énergie et AER

Exposé

Ce diagramme représente les achats de gaz naturel durant l’année selon le type d’opérations liées à l’exploitation des sables bitumineux, soit l’extraction à ciel ouvert et la valorisation, la récupération in situ et la cogénération, dont la cogénération pour l’extraction à ciel ouvert et la récupération in situ.

Figure 14 - Production canadienne de gaz naturel commercialisable

Détails

En 2014, la production de gaz naturel commercialisable canadien a augmenté de 4,5 % pour atteindre 416 millions de mètres cubes par jour (14,7 milliards de pieds cubes par jour). La production a continué d’être axée sur les gisements gaziers riches en liquides de l’Alberta et de la Colombie-Britannique. À l’extérieur de l’Ouest canadien, les installations Deep Panuke d’EnCana ont indiqué que la production avait été inférieure aux prévisions, à cause d’une infiltration d’eau dans le gisement. L’exploitation à cet endroit est actuellement arrêtée; la production saisonnière reprendra en octobre 2015.

109
Tpi³
Figure 14 - Production canadienne de gaz naturel commercialisable

(a) Les données pour 2014 sont des estimations.

Source : Gouvernements des provinces et territoires producteurs d’énergie

Exposé

Ce diagramme montre l’évolution de la production annuelle de gaz naturel commercialisable au Canada par province et territoire, de 2005 à 2014. La production totale a atteint 151,7 milliards de mètres cubes (5,4 billions de pieds cubes) en 2014.

Figure 15 - Exportations et importations canadiennes trimestrielles de gaz naturel

Mm³/j
Gpi³/j
Figure 15 - Exportations et importations canadiennes trimestrielles de gaz naturel

Source : Office national de l’énergie

Exposé

Ce diagramme livre les exportations et les importations trimestrielles de gaz naturel au Canada en 2013 et 2014. Les barres représentent les exportations et les importations de gaz naturel ainsi que les importations de gaz naturel liquéfié (GNL). La courbe correspond aux exportations nettes, soit la différence entre les exportations et les importations. Les exportations nettes se sont chiffrées, en moyenne, à 147,8 millions de mètres cubes par jour (5,2 milliards de pieds cubes par jour) en 2014, en baisse de 0,6 % par rapport à 2013.

Tableau 5 - Offre et utilisation d’électricité (en TWh)

Tableau 5 - Offre et utilisation d’électricité (en TWh)

  2010 2011 2012 2013 2014Note a Variation (en %)
(2013-2014)
Approvisionnement
Production totale 588,0 618,6 617,1 620,4 599,8 -3,3
Importations 18,6 14,4 10,9 10,7 12,8 19,8
Offre totale 606,6 632,9 628,0 631,1 612,6 -2,9
Utilisation
Demande 563,0 581,9 570,3 568,5 553,5 -2,6
Exportations 43,6 51,1 57,6 62,6 59,1 -5,6
Utilisation totale 606,6 632,9 628,0 631,1 612,6 -2,9

Sources : Statistique Canada et Office national de l’énergie

Remarque : Les données sur la production mensuelle d’électricité proviennent d’une enquête qui ne tient pas compte des plus petits producteurs et de certaines centrales éloignées. Les données sur la production annuelle proviennent d’une enquête différente qui tient compte des plus petits producteurs. Pour cette raison, la somme des estimations mensuelles de la production a été, en moyenne, 2,8 % inférieure à la production déclarée dans l’enquête annuelle au cours des huit dernières années. Par conséquent, les estimations de la production d’électricité en 2014 seront presque certainement revues à la hausse quand les données annuelles seront connues.

Remarque : Les totaux et les taux de croissance ont été arrondis.

Exposé

Ce tableau résume l’offre et l’utilisation d’électricité de 2010 à 2014.

Tableau 6 - Production d’électricité (TWh)

Tableau 6 - Production d’électricité (TWh)

  2010 2011 2012 2013 2014Note a Variation (en %)
(2013-2014)
Hydroélectrique 348,0 372,1 376,9 388,0 375,1 -3,3
Nucléaire 85,5 88,3 89,5 82,4 100,9 22,5
Thermique 142,7 145,3 134,2 126,6 114,6 -9,4
Éolienne, marémotrice et solaire 8,8 10,4 11,6 11,8 9,2 -22,4
Autre 3,0 2,5 2,7 2,4 0,01 -99,8
Total 588,0 618,6 614,5 611,2 599,8 -1,9

Source : Statistique Canada

Remarque : Les données sur la production mensuelle d’électricité proviennent d’une enquête qui ne tient pas compte des plus petits producteurs et de certaines centrales éloignées. Les données sur la production annuelle proviennent d’une enquête différente qui tient compte des plus petits producteurs. Pour cette raison, la somme des estimations mensuelles de la production a été, en moyenne, 2,8 % inférieure à la production déclarée dans l’enquête annuelle au cours des huit dernières années. Par conséquent, les estimations de la production d’électricité en 2014 seront presque certainement revues à la hausse quand les données annuelles seront connues.

Remarque : Les totaux et les taux de croissance ont été arrondis.

Exposé

Ce tableau résume la production d’électricité, selon la source, de 2010 à 2014. Par rapport à 2013, seule la production d’électricité à partir du nucléaire a augmenté en 2014. La production provenant de toutes les autres sources - hydroélectricité, énergies thermique, éolienne, marémotrice et solaire, et autres sources de production - était en baisse. Les données pour 2014 sont des estimations; elles devraient être revues à la hausse.

Figure 16 - Prix de l’électricité dans le secteur résidentiel au Canada

Cents/kWh
Figure 16 - Prix de l’électricité dans le secteur résidentiel au Canada

Sources : Hydro-Québec, Arctic Energy Alliance et Qulliq Energy Corporation

Source : Comparaison des tarifs d’électricité dans des grandes villes nord américaines; fondée sur les tarifs au 1er avril 2013 et 2014, et une consommation mensuelle de 1 000 kWh (taxes non incluses)

Exposé

Ce diagramme compare les tarifs de l’électricité que les consommateurs de diverses villes au Canada devaient payer en 2013 et 2014. De façon générale, les tarifs ont augmenté par rapport à 2013, sauf à Calgary, Edmonton et St. John’s, où ils ont été à la baisse. Si l’on fait abstraction du Nord du Canada, c’est à Halifax que les tarifs d’électricité étaient les plus élevés en 2014, à 16,03 cents le kilowattheure. Suivent Charlottetown, à 15,24 cents le kWh, et Regina, à 13,95 cents le kWh. Montréal, Winnipeg et Vancouver ont continué d’afficher les tarifs les plus bas, soit respectivement de 7,06, 7,89 et 9,71 cents le kilowattheure. Les nouvelles données sur les tarifs d’électricité à Iqaluit, Yellowknife et Whitehorse indiquent des tarifs de 31,9, 30,9 et 15.5 cents le kWh respectivement en 2014. Aucune donnée n’était disponible pour ces endroits en 2013; il n’est donc pas possible d’établir de comparaison.

Figure 17 - Exportations et importations annuelles d’électricité

Détails

En 2014, le Canada a exporté 59,1 térawattheures d’électricité, soit 6 % de moins qu’en 2013, alors que les exportations ont atteint un sommet sans précédent. En règle générale, les provinces qui exportent des volumes élevés d’électricité sont celles où l’hydroélectricité prédomine.

En dépit de volumes plus faibles en 2014, les recettes d’exportation brutes ont augmenté de 20 %. Cette hausse est surtout survenue au premier trimestre de l’année, quand les températures ont été froides dans les principaux marchés d’exportation et que les prix du gaz étaient élevés. En 2014, les exportateurs canadiens touchaient 49,94 $ le mégawatt, comparativement à 39,30 $ en 2013.

Les importations d’électricité ont diminué entre 2010 et 2013. En 2014, toutefois, le Canada a importé 12,8 térawattheures d’électricité, soit une augmentation de 20 % par rapport à l’année précédente.

TWh
(en G$)
Figure 17 - Exportations et importations annuelles d’électricité

Source : Office national de l’énergie

Exposé

Ce diagramme à barres illustre les exportations annuelles d’électricité produite au Canada, les importations, les exportations nettes et les recettes d’exportation brutes de 2004 à 2014. À l’exception d’une légère diminution en 2014, les exportations nettes sont en hausse constante depuis 2010. Les recettes d’exportation brutes ont commencé à régresser en 2009 et sont demeurées relativement stables par la suite, jusqu’en 2012. Elles étaient toutefois en hausse en 2013 et 2014.

Annexe 1

Réserves de pétrole au Canada au 31 décembre 2013 (million de mètres cubes)

Réserves de pétrole au Canada au 31 décembre 2013 (million de mètres cubes)
Réserves de pétrole brut
  Réserves initiales Production cumulative Réserves établies restantes
Pétrole brut classique
Pétrole léger  
Colombie-Britannique 136 117 19
Alberta 2 564 2 347 217
Saskatchewan 331 281 50
Manitoba 65 56 10
Total partiel - BSOC 3 097 2 801 296
 
Ontario 16 15 2
 
Zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse 7 7 0
Grands bancs de Terre-Neuve 464 233 231
Partie continentale des T.N.-O. et Yukon 53 44 9
Archipel de l’Arctique 1 1 0
Total partiel - Régions pionnières 524 284 240
 
Total partiel - Pétrole léger 3 637 3 100 537
 
Pétrole lourd  
Alberta 406 340 66
Saskatchewan 759 615 144
Total partiel - Pétrole lourd 1 165 955 210
Total - Pétrole classique 4 821 4 095 726
 
Sables bitumineux  
Projets d’extraction à ciel ouvert 6 157 931 5 226
Projets de récupération in situ 21 935 596 21 339
Total - Sables bitumineux 28 092 1 527 26 565
 
Total Canada 32 894 5 582 27 312
Remarque : En raison de l’arrondissement des chiffres, les totaux et les taux de croissance peuvent ne pas sembler exacts.

Sources :
OCTLHE pour Terre-Neuve
Estimations de l’Office sur les réserves dans la partie continentale des Territoires et des îles de l’Arctique
AER ST-98 pour Alberta
Ministère de l’Économie de la Saskatchewan
BCOGC pour la Colombie-Britannique
ACPP pour le Manitoba et l’Ontario

Réserves de pétrole au Canada au 31 décembre 2013 (million de barils)

Réserves de pétrole au Canada au 31 décembre 2013 (million de barils)
Réserves de pétrole brut
  Réserves initiales Production cumulative Réserves établies restantes
Pétrole brut classique
Pétrole léger  
Colombie-Britannique 851 730 121
Alberta 16 056 14 697 1 359
Saskatchewan 2 076 1 761 315
Manitoba 409 349 59
Total partiel - BSOC 19 391 17 537 1 854
 
Ontario 100 91 10
 
Zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse 44 44 0
Grands bancs de Terre-Neuve 2 903 1 458 1 445
Partie continentale des T.N.-O. et Yukon 331 276 55
Archipel de l’Arctique 3 3 0
Total partiel - Régions pionnières 3 281 1 782 1 500
 
Total partiel - Pétrole léger 22 773 19 410 3 363
 
Pétrole lourd  
Alberta 2 542 2 129 413
Saskatchewan 4 753 3 853 899
Total partiel - Pétrole lourd 7 295 5 982 1 313
Total - Pétrole classique 30 192 25 643 4 549
 
Sables bitumineux  
Projets d’extraction à ciel ouvert 38 555 5 830 32 725
Projets de récupération in situ 137 357 3 732 133 625
Total - Sables bitumineux 175 912 9 562 166 350
 
Total Canada 205 980 34 954 171 026

Annexe 2

Réserves de gaz naturel au CanadaNote a au 31 décembre 2013

Réserves de gaz naturel au Canada au 31 décembre 2013 (milliard de mètres cubes)
Réserves de gaz naturel
  Réserves initiales Production cumulative Réserves établies restantes
Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien
Colombie-Britannique 1 732 709 1 023
Alberta 5 421 4 523 898
Saskatchewan 259 215 44
Total 7 411 5 447 1 965
 
Ontario 43 36 7
 
Régions pionnières
Nouveau-Brunswick 4 1 3
Zones extracôtières de la Nouvelle-Écosse 55 51 4
Terre-Neuve 106 0 106
Partie continentalle des T.N.-O. et Yukon 32 20 13
Delta du Mackenzie 0 0 0
Total - Régions pionnières 198 72 126
 
Total Canada 7 653 5 556 2 097

Source : Office national de l’énergie

Réserves de gaz naturel au CanadaNote a au 31 décembre 2013 (milliard de pieds cubes)

Réserves de gaz naturel au Canada au 31 décembre 2013 (milliard de pieds cubes)
Réserves de gaz naturel
  Réserves initiales Production cumulative Réserves établies restantes
Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien
Colombie-Britannique 61 137 24 013 36 124
Alberta 191 351 159 668 31 684
Saskatchewan 9 143 7 600 1 542
Total 261 631 192 281 69 350
 
Ontario 1 526 1 288 238
 
Régions pionnières
Nouveau-Brunswick 145 47 98
Zones extracôtières de la Nouvelle-Écosse 1 942 1 807 135
Terre-Neuve 3 749 0 3 749
Partie continentalle des T.N.-O. et Yukon 1 144 694 450
Delta du Mackenzie 11 7 4
Total - Régions pionnières 6 990 2 555 4 434
 
Total Canada 270 146 196 124 74 022
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