Pétrole et gaz

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• Production
• Commerce et transport

Production

Pétrole brut

• Le Canada a produit 5,1 millions de barils par jour (« Mb/j ») de pétrole brut en 2023, une hausse de 1,9 % par rapport à 2022 (figure 3), ce qui situait le pays au quatrième rang mondial à ce chapitre^{Note de bas de page 6}. Depuis 2013, la production canadienne de pétrole brut a augmenté de 41 %.
• La production de pétrole canadien est concentrée dans l’Ouest du pays, d’où provenait environ 96 % de la production totale en 2023. Le reste de la production provenait principalement de Terre-Neuve-et-Labrador.
• L’Alberta était la plus grande productrice de pétrole au Canada en 2023 (84 % du total), suivie de la Saskatchewan et de Terre-Neuve. Ces provinces sont les seules à produire du pétrole lourd.
• Le pétrole brut produit au Canada est principalement destiné aux marchés d’exportation. En 2023, le Canada a exporté en moyenne 4,0 Mb/j (près de 80 % de sa production totale)^{Note de bas de page 7}, essentiellement aux États-Unis. Depuis 2010, les exportations ont augmenté de 104  %.
• Les réserves de pétrole du Canada comptent parmi les plus importantes dans le monde, soit 11 % des réserves mondiales. En 2020, seuls le Venezuela et l’Arabie saoudite avaient de plus grandes réserves^{Note de bas de page 8}.

Produits pétroliers raffinés

• Les produits pétroliers raffinés comprennent de nombreux produits tirés du pétrole brut, dont l’essence automobile, le diesel, le mazout de chauffage et le carburéacteur. Ils constituent la seconde catégorie d’énergie la plus consommée par les utilisateurs finaux au Canada.
• Le Canada compte 17 raffineries, dont la capacité totale s’élève à environ 1,93 Mb/j en 2024. L’Alberta possède la plus grande capacité de raffinage (30 %); elle est suivie de l’Ontario et du Québec (21 % chacun), du Nouveau-Brunswick (17 %), de la Saskatchewan (8 %), de la Colombie-Britannique (4 %) et de Terre-Neuve (1 %).
• En 2023, les raffineries canadiennes ont tourné à 89 % de leur capacité, en moyenne, et ont transformé 1,6 Mb/j de pétrole brut^{Note de bas de page 9}.
• La raffinerie d’Irving Oil à Saint John, au Nouveau-Brunswick, est la plus grande raffinerie du pays avec une capacité de 320 000 barils par jour (« kb/j »).
• La raffinerie de Come by Chance, à Terre-Neuve, a fermé ses portes en avril 2020 et est devenue la raffinerie Braya Renewable Fuels, qui appartient à un nouveau propriétaire. En février 2024, l’installation a commencé ses activités commerciales avec une capacité de production initiale de 18 kb/j de diesel renouvelable^{Note de bas de page 10}.
• L’usine Sturgeon (en anglais) à Redwater, en Alberta, est la première raffinerie construite au Canada depuis 1984. Elle est entrée en exploitation commerciale en juin 2020. Elle est dotée d’une technologie de captage et stockage du CO₂, grâce à laquelle elle captera chaque année jusqu’à 1,3 million de tonnes de CO₂, qui seront transportées par le pipeline principal de l’Alberta pour le carbone appelé Alberta Carbon Trunk Line (« ACTL »).

Gaz naturel et liquides de gaz naturel

• En 2023, le Canada se classait au cinquième rang mondial pour la production de gaz naturel^{Note de bas de page 11}. La production moyenne s’est établie à 17,9 milliards de pieds cubes par jour (« Gpi³/j ») en 2023, en hausse de 3,6 % par rapport à 17,3 Gpi³/j en 2022 (figure 1).
• La plus grande partie du gaz naturel produit au Canada provient de l’Alberta et de la Colombie-Britannique. Ces provinces ont compté pour 98 % de la production totale du Canada en 2023. De plus petites quantités de gaz naturel ont été produites en Saskatchewan, en Ontario, dans les Territoires du Nord-Ouest et au Nouveau‑Brunswick. La Nouvelle-Écosse a cessé de produire du gaz naturel et des LGN en 2018 lorsque le projet énergétique extracôtier de l’île de Sable a cessé ses activités.
• En 2022, la production canadienne de LGN issue du pétrole brut, excluant les condensats et les pentanes plus, s’est élevée à 928,2 kb/j.

Uranium

• Le Canada est le deuxième producteur mondial d’uranium et comptait pour environ 15 % de la production mondiale en 2022^{Note de bas de page 12}. Le pays a produit 11 373 tonnes d’uranium en 2023^{Note de bas de page 13}. Environ 85 % de la production canadienne est exportée, et les 15 % restants servent à alimenter les réacteurs à combustible de l’Ontario et du Nouveau-Brunswick^{Note de bas de page 14}.
• L’Ontario et les Territoires du Nord-Ouest produisaient autrefois de l’uranium, mais la Saskatchewan est maintenant la seule province au Canada à le faire. La production provient principalement des mines McArthur River et Cigar Lake, dans le Nord de la province.
• La mine McArthur River-Key Lake de Cameco dans le Nord de la Saskatchewan est la plus grande mine d’uranium à haute teneur au monde^{Note de bas de page 15}. L’exploitation avait été suspendue en janvier 2018 en raison des faibles prix sur le marché, mais elle a repris en novembre 2022^{Note de bas de page 16}.
• La plus grande raffinerie d’uranium au monde est exploitée par Cameco à Blind River, en Ontario. L’uranium raffiné est ensuite acheminé vers des installations de conversion pour être transformé en combustible.

Hydrogène

• En décembre 2020, le gouvernement du Canada a publié un rapport intitulé Stratégie canadienne pour l’hydrogène, qui met l’accent sur les moyens à mettre en œuvre pour faire du Canada l’un des principaux producteurs mondiaux d’hydrogène à faible teneur en carbone. Un rapport d’étape a été publié en avril 2024^{Note de bas de page 17}.
• Le succès initial de petits projets d’hydrogène a ouvert la voie à des projets plus ambitieux et mieux intégrés au Canada. Les premiers grands projets, comme celui de la mine Raglan (en anglais) et le projet HARP à Bella Coola (en anglais), ont permis de réduire la dépendance au diesel dans des régions éloignées.
• En Alberta, le carbone est capté pendant la production d’hydrogène à la raffinerie Sturgeon de North West (en anglais). Fort Saskatchewan accueille également un projet pilote de mélange (en anglais) d’hydrogène d’ATCO. Le projet a commencé ses activités en octobre 2022 et permet à la société de livrer un mélange de gaz naturel contenant jusqu’à 5 % d’hydrogène à une partie du réseau résidentiel de distribution de gaz naturel de Fort Saskatchewan.
• Toujours en Alberta, plusieurs projets d’hydrogène sont à l’étape de la planification. Air Products a annoncé son intention de construire une installation d’une valeur de 1,3 milliard de dollars à Edmonton, qui produira de l’hydrogène à partir du gaz naturel et qui devrait entrer en activité en 2024. L’hydrogène servira de carburant de transport sans émissions partout dans l’Ouest canadien. De plus, Suncor Energy s’est associée à ATCO pour produire plus de 300 000 tonnes d’hydrogène à faible teneur en carbone par année^{Note de bas de page 18}. Une décision d’investissement est attendue d’ici 2024 pour ce projet, qui pourrait entrer en service d’ici 2028.
• En Ontario, l’installation d’Enbridge-Cummins peut stocker l’excédent d’énergie renouvelable sous forme d’hydrogène^{Note de bas de page 19}. Au début de 2022, Enbridge Gas et Cummins ont réalisé un projet visant à mélanger cet hydrogène au réseau de gaz naturel d’Enbridge Gas en Ontario^{Note de bas de page 20}.
• Le plus grand électrolyseur à membrane échangeuse de protons au monde a été achevé en 2021 à Bécancour, au Québec^{Note de bas de page 21}. L’électrolyseur de 20 mégawattheures (« MW ») utilise les ressources hydroélectriques du Québec pour produire de l’hydrogène vert.

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Commerce et transport

Pétrole brut et liquides

• Le grand réseau pipelinier du Canada dessert les raffineries canadiennes et les marchés d’exportation (figure 4). La Régie de l’énergie du Canada réglemente tous les oléoducs interprovinciaux et internationaux.
• En 2023, les exportations totales de pétrole brut s’élevaient à 4,0 Mb/j, en hausse de 3 % par rapport à 2022, essentiellement aux États-Unis. La même année, la valeur totale des exportations de pétrole brut du Canada s’est élevée à plus de 130 milliards de dollars, en baisse de 11 % par rapport au sommet record de 150 milliards de dollars atteint en 2022 en raison de la baisse des prix du pétrole brut^{Note de bas de page 22}.
• En 2023, le Canada a exporté environ 3,2 Mb/j de pétrole brut lourd et 0,8 Mb/j de pétrole brut léger. Le pétrole brut lourd comptait alors pour 79 % des exportations canadiennes totales de produits pétroliers. Depuis 2019, les exportations de pétrole brut ont augmenté de 10 %.
• En 2023, le Midwest américain, ou PADD II (Petroleum Administration for Defense District Region 2), a reçu 61 % des exportations de pétrole brut du Canada, ce qui en fait le plus important marché du pays. La côte américaine du golfe du Mexique (PADD III) en a reçu 18 %. Cette région est celle qui a enregistré la croissance la plus rapide puisque les exportations du Canada ont augmenté de près de 500 % depuis 2013. Cela s’explique en partie par le fait que les États-Unis ont réduit leurs importations du Venezuela et du Mexique, deux autres producteurs de pétrole lourd.
• En 2023, 92 % des exportations de pétrole brut ont été acheminées par pipeline. Environ 5 % ont été exportés par navire, et 3 % par chemin de fer.
• Quatre pipelines transportent la plus grande partie des exportations de pétrole brut du Canada : la canalisation principale au Canada d’Enbridge, le pipeline Keystone de South Bow Corporations (anciennement TC Énergie), le pipeline Trans Mountain et le pipeline Express d’Enbridge.
• Le Canada compte 32 installations ferroviaires de chargement de pétrole dans l’Ouest du pays ayant une capacité totale de chargement estimée à 1,3 Mb/j^{Note de bas de page 23}. En 2023, le volume de pétrole brut exporté par chemin de fer s’est élevé en moyenne à 98 kb/j, contre 143 kb/j en 2022. Les exportations par rail ont atteint un niveau record de 412 kb/j en février 2020.
• Les raffineries canadiennes sont principalement approvisionnées en pétrole brut par pipeline, mais celles de la côte Est dépendent du transport maritime et ferroviaire puisqu’elles n’ont pas accès à des pipelines.
• Les importations de pétrole brut du Canada ont augmenté de 5 % entre 2022 et 2023, passant de 467 milliers de barils par jour (« kb/j ») à 490 kb/j. En général, ce sont les provinces dont les raffineries sont les plus éloignées des sources de production de l’Ouest canadien, à savoir l’Ontario, le Québec et le Nouveau-Brunswick, qui importent les plus grandes quantités de pétrole brut.
• Les raffineries de l’Alberta fournissent des produits pétroliers raffinés aux provinces des Prairies par l’intermédiaire du réseau principal au Canada d’Enbridge, et à la Colombie Britannique, grâce au pipeline Trans Mountain. L’Alberta achemine également des produits pétroliers raffinés vers les provinces voisines par train et par camion.
• Le Québec livre des produits pétroliers principalement à l’Ontario par le pipeline Trans Nord, le plus grand pipeline interprovincial de produits pétroliers raffinés au Canada, ainsi que par train, navire et camion.
• Les produits pétroliers canadiens raffinés destinés à l’exportation proviennent principalement de la raffinerie de Saint John, au Nouveau-Brunswick, mais le Québec, l’Alberta, l’Ontario et la Colombie-Britannique en exportent aussi de petits volumes vers les États-Unis.
• Le Québec, l’Ontario, la Colombie-Britannique et les provinces de l’Atlantique sont les principales régions importatrices de produits pétroliers raffinés.
• Le Canada importe des condensats des États-Unis par l’intermédiaire des pipelines Southern Lights d’Enbridge et Cochin de Pembina. Les condensats importés en Alberta servent surtout de diluant pour permettre le transport de pétrole lourd et de bitume par pipeline.

Gaz naturel

• En 2023, le Canada a exporté en moyenne 8,1 Gpi³/j de gaz naturel et en a importé 2,5 Gpi³/j. La valeur des exportations nettes de gaz naturel en 2023 s’est élevée à 10,1 milliards de dollars^{Note de bas de page 24}.
• Le Canada dispose d’un vaste réseau de gazoducs (figure 5). Le gaz naturel est généralement acheminé depuis les zones de production du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (« BSOC ») vers les marchés de consommation de l’Ouest canadien, du centre du Canada et des États-Unis. La canalisation principale au Canada de TC Énergie est le principal gazoduc de longue distance au Canada. Il s’étend du réseau de NGTL à la limite territoriale de l’Alberta et de la Saskatchewan jusqu’au Québec, en passant par la Saskatchewan, le Manitoba et l’Ontario. Plusieurs autres gazoducs interprovinciaux et internationaux réglementés par la Régie de l’énergie du Canada, dont Alliance, Westcoast (aussi connu sous le nom de BC Pipeline), Foothills et Trans-Québec et Maritimes, transportent également le gaz du Canada vers des marchés au pays et aux États-Unis.
• Presque tout le gaz naturel exporté par le Canada est acheminé aux États-Unis par pipeline, tandis qu’une très faible quantité est exportée par camion ou par navire sous forme de gaz naturel comprimé (« GNC ») ou de gaz naturel liquéfié (« GNL »).
• La plupart des importations de gaz naturel sont acheminées par pipeline des États-Unis vers l’Ontario. Entre 2012 et 2017, trois terminaux d’exportation de la ligne principale canadienne de TC Énergie dans le Sud de l’Ontario ont été convertis en points bidirectionnels en réaction à la hausse de la production de gaz de schiste dans le Nord-Est des États-Unis.
• Le Canada importe également du gaz naturel pour desservir le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle Écosse. Le pipeline Maritimes & Northeast Pipeline transporte du gaz importé des États-Unis et le gazoduc Brunswick d’Emera importe du gaz naturel liquéfié produit à l’étranger.

Gaz naturel liquéfié

• Les installations de LNG Canada (en anglais) à Kitimat et de Woodfibre LNG (en anglais) à Squamish, toutes deux en Colombie-Britannique, sont les seuls projets d’exportation de gaz naturel liquéfié (« GNL ») au Canada dont la construction a débuté. Les premiers envois de GNL Canada sont attendus d’ici le milieu de 2025^{Note de bas de page 25}.
• Depuis 2009, le terminal de GNL de Saint John (en anglais), au Nouveau-Brunswick, anciennement connu sous le nom de Canaport, est le seul terminal méthanier au Canada. Il peut livrer jusqu’à 1,2 Gpi³/j de gaz naturel aux marchés des Maritimes et du Nord-Est des États-Unis, mais les volumes réels sont beaucoup plus faibles, car le Canada n’importe pas régulièrement de GNL par voie maritime.
• Certaines provinces et certains territoires se sont dotés d’installations de GNL à petite échelle pour divers usages, dont le carburant de transport (véhicules maritimes et parcs de véhicules) et la production d’électricité. Le GNL peut aussi être stocké pour fournir du gaz naturel en période de pointe (par exemple, aux installations de stockage de GNL à Delta, en Colombie-Britannique, de Sudbury, en Ontario, et de Montréal, au Québec).
• Depuis la fin de 2017, le Canada exporte de petits volumes de GNL vers la Chine par navire, depuis l’installation de l’île Tilbury de FortisBC^{Note de bas de page 26}.

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Consommation d’énergie

Consommation totale d’énergie

• En 2020, la demande d’énergie totale pour utilisation finale du Canada a totalisé 11 059 pétajoules (« PJ »). Le secteur industriel venait au premier rang pour la demande d’énergie (53 % de la demande totale), suivi des transports (20 %), du secteur résidentiel (14 %) et du secteur commercial (13 %) (figure 6).
• En 2020, le gaz naturel était le principal type d’énergie utilisée au Canada, représentant 4 164 PJ ou 38 % de la consommation. Les produits pétroliers raffinés et d’électricité représentaient respectivement 37 % (4 077 PJ) et 18 % (1 990 PJ) de la demande (figure 7).

Produits pétroliers raffinés

• La demande totale en produits pétroliers raffinés au Canada s’est élevée à 4 077 PJ en 2020. Les principaux produits consommés étaient l’essence et le diesel. Les autres produits incluent le mazout lourd, l’asphalte et les lubrifiants.
• En 2022, la consommation d’essence pour moteur par habitant s’est élevée à 1 035 litres. C’est en Saskatchewan que la consommation d’essence pour moteur a été la plus élevée à 1 878 litres par habitant, et au Nunavut, la plus basse, à 565 litres par habitant.
• En 2022, la consommation de diesel par habitant s’est élevée à 772 litres. C’est dans les Territoires du Nord-Ouest qu’elle est la plus élevée à 4 740 litres par habitant, et au Nouveau‑Brunswick, la plus basse, à 480 litres par habitant.
• Dans l’Ouest canadien et en Ontario, l’essence est principalement produite à partir de pétrole brut de l’Ouest du pays, tandis qu’au Québec et au Canada atlantique, elle est produite à partir d’un mélange de pétrole brut des provinces de l’Ouest et de l’Atlantique et de pétrole brut importé.
• L’augmentation de la production, l’accroissement de la capacité pipelinière et de nouvelles installations de déchargement ferroviaire dans l’Est du Canada ont permis au pétrole brut de l’Ouest canadien et des États-Unis de supplanter de plus en plus les importations d’outre-mer des raffineries de l’est du pays.

Gaz naturel

• En 2023, la consommation de gaz naturel du Canada a totalisé en moyenne 11,9 Gpi³/j. L’Alberta est la province qui consomme le plus de gaz naturel (6,9 Gpi³/j), suivie de l’Ontario (2,8 Gpi³/j) et de la Colombie-Britannique (0,6 Gpi³/j).
• Le secteur industriel, dont la consommation en 2023 s’est élevée à 9,0 Gpi³/j, a été le plus grand consommateur de gaz naturel au Canada. Les secteurs résidentiel et commercial ont pour leur part consommé 1,5 Gpi³/j et 1,4 Gpi³/j, respectivement.

Électricité

• En 2020, la consommation d’électricité par habitant au Canada s’est établie à 14,6 mégawattheures (« MWh »). Le Québec est arrivé au premier rang, avec une consommation annuelle d’électricité de 22,9 MWh par habitant, et le Nunavut, au dernier rang, avec 6,1 MWh par habitant.
• Au Canada, c’est le secteur industriel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2020, avec 230 TWh, suivi des secteurs résidentiel et commercial avec 177 et 145 Twh, respectivement. La consommation du secteur des transports était de 1 TWh.

Émissions de GES

• En 2022, les émissions de GES du Canada ont totalisé 707,8 mégatonnes d’équivalent en dioxyde de carbone (Mt d’éq. CO₂)^{Note de bas de page 27}. Il s’agit d’une augmentation de 16,5 % depuis 1990 et d’une diminution de 7,1 % depuis 2005^{Note de bas de page 28}.
• Les émissions par habitant du Canada ont totalisé 18,2 tonnes d’éq. CO₂ en 2022.
• Depuis 1990, la part du Canada des émissions de GES totales cumulatives dans le monde a été inférieure à 2,0 %. Malgré cette faible part, le Canada se classe parmi les quatre premiers pays développés pour les émissions de GES par habitant, avec l’Australie, le Luxembourg et les États-Unis^{Note de bas de page 29}.
• Avec des émissions de 216,7 Mt d’éq. CO₂, le secteur de la production de pétrole et de gaz était le principal émetteur de GES au pays en 2022, suivi des transports (156,3 Mt d’éq. CO₂), de l’industrie et de la fabrication (105,1 Mt) et du bâtiment (88,8 Mt) (figure 7).
• Des 216,7 Mt d’éq. CO₂ émis par le secteur pétrolier et gazier en 2022, 198,2 Mt d’éq. CO₂ provenaient de la production, du traitement et du transport, et 18,5 Mt d’éq. CO₂ étaient issues du raffinage du pétrole et de la distribution du gaz naturel.
• Les émissions de GES provenant de la production d’électricité au Canada ont diminué de 59 % entre 2005 et 2022. Cette réduction tient en grande partie à la fermeture progressive des centrales au charbon en Ontario. Entre 2000 et 2022, les émissions de GES de l’Ontario qui sont liées à la production d’électricité ont chuté de 43,0 Mt d’éq. CO₂ à 3,8 Mt.
• Ces dernières années, l’abandon progressif du charbon en Alberta et la transition vers des centrales au gaz naturel et des sources d’énergie renouvelables ont entraîné de nouvelles réductions. Entre 2015 et 2022, les émissions de GES de l’Alberta qui sont liées à la production d’électricité ont chuté de 41,3 Mt d’éq. CO₂ à 19,4 Mt.
• L’Alberta et la Saskatchewan sont les provinces qui produisent le plus d’électricité. En 2022, la production d’électricité en Alberta a généré 41 % des émissions totales de GES du Canada, et celle de la Saskatchewan, 28 %.
• L’intensité des GES du réseau électrique du Canada, mesurée en fonction des GES émis par la production d’électricité, était de 100 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (g d’éq. CO₂ par kWh) en 2022. Il s’agit d’une réduction de 55 % par rapport au niveau de 220 g d’éq. CO₂ par kWh de 2005 (figure 8). L’intensité des gaz à effet de serre du réseau électrique de l’ensemble des 27 pays membres de l’Union européenne s’est établie en moyenne à 258 grammes d’éq. CO₂/kWh en 2022^{Note de bas de page 62}. Pour sa part, l’intensité des GES du réseau électrique américain était de 390 g d’éq. CO₂/kWh en 2022^{Note de bas de page 63}.