Pétrole et gaz

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• Production
• Commerce et transport

Production

Pétrole brut

• En 2023, les Territoires du Nord-Ouest ont produit 4,0 milliers de barils de pétrole brut léger par jour (kb/j) (figure 3). 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.
• Les ressources pétrolières des Territoires du Nord-Ouest sont estimées à 1,2 milliard de barils^{Note de bas de page 8}.
• 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, mais plus aucune activité de ce genre n’a eu lieu depuis. 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 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 du Nunavut, et que la situation serait analysée tous les cinq ans au moyen d’une évaluation scientifique liée au climat et à la vie marine.
• En 2019, le gouvernement fédéral a pris un décret, venant à échéance à la fin de 2021, interdisant toute activité pétrolière et gazière dans les eaux extracôtières de l’Arctique canadien, y compris les activités visées par les permis déjà délivrés^{Note de bas de page 9}. Ce décret a été modifié le 8 décembre 2023 afin de reporter la date d’échéance au 31 décembre 2028^{Note de bas de page 10}.
• En 2023, le Rapport du Comité d’examen de l’Arctique de l’Ouest a été publié. Il s’agissait d’une évaluation scientifique des risques et des avantages de l’exploration et de l’exploitation des ressources pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l’Arctique.
• En 2023, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest a signé avec l’Inuvialuit Regional Corporation, le gouvernement du Yukon et le gouvernement du Canada un accord portant sur la gestion et la réglementation partagées des ressources pétrolières dans la région de l’Arctique de l’Ouest – Tariuq, qui vise à accroître la participation des habitants du Nord à la gestion des activités pétrolières et gazières extracôtières.

Produits pétroliers raffinés

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

Gaz naturel et liquides de gaz naturel

• En 2023, on a produit 4,9 millions de pieds cubes par jour (Mpi³/j) de gaz naturel dans les Territoires du Nord-Ouest (figure 3), ce qui représente moins de 0,1 % de la production canadienne totale cette année-là.
• Le gaz naturel produit dans les Territoires du Nord-Ouest provient de deux champs : Norman Wells, d’où la majeure partie de la production est issue, et Ikhil^{Note de bas de page 11}. Le gaz naturel a toujours été produit à Cameron Hills, dans le sud des Territoires du Nord-Ouest, mais la production a été suspendue en 2015 pour des raisons économiques.
• La production de gaz naturel d’Imperial Oil à Norman Wells (en anglais) 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 dans le champ Ikhil a commencé en 1999 pour répondre aux besoins en chauffage et en électricité de la ville d’Inuvik. La production y est en déclin et ce champ n’est plus qu’une source secondaire d’approvisionnement pour la ville, qui dépend maintenant du propane et du GNL livrés par les provinces du sud^{Note de bas de page 12}. En 2023, Ikhil a produit 0,6 Mpi³/j de gaz naturel, alors qu’avant que les livraisons de GNL commencent en 2013, il en produisait en moyenne 1,5 Mpi³/j^{Note de bas de page 13}.
• Le déclin de la production de gaz à Ikhil a été l’un des principaux facteurs à l’origine du projet de sécurité énergétique des Inuvialuit (en anglais). Ce projet vise à fournir une source d’énergie sûre à la ville d’Inuvik et au hameau de Tuktoyaktuk grâce à l’extraction de gaz naturel à partir du puits TUK M-18 dans la région désignée des Inuvialuit. Le projet comprend également la construction d’une usine de conversion de gaz naturel en gaz naturel comprimé et en diesel synthétique pour répondre aux besoins en électricité et en chauffage. Le projet permettrait de réduire la dépendance envers le GNL et le diesel provenant des provinces du sud. La Commission de la Régie a approuvé le projet en mars 2024^{Note de bas de page 14}.
• 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.
• Il n’y a actuellement aucune production de LGN dans les Territoires du Nord-Ouest.

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Commerce et transport

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, où il se raccorde au réseau d’oléoducs de l’Alberta (figure 4). La capacité de ce pipeline, du ressort de la Régie de l’énergie du Canada, est d’environ 16 kb/j, mais, en 2023, il n’a transporté en moyenne que 5,0 kb/j.
• Il n’y a pas d’installations pour le transport ferroviaire du pétrole brut dans les Territoires du Nord-Ouest, mais un terminal ferroviaire à Hay River reçoit des PPR, comme de l’essence et du diesel, de l’Alberta. Ces PPR sont transportés vers les collectivités des Territoires du Nord-Ouest et du Nunavut au moyen de barges, qui empruntent le Grand lac des Esclaves, le fleuve Mackenzie et la mer de Beaufort.

Gaz naturel

• Une grande partie de la population d’Inuvik dépend du gaz naturel et Inuvik Gas Ltd. (en anglais) exploite le réseau de distribution local de la ville. Inuvik Gas Ltd. est réglementée par la Régie des entreprises de service public des Territoires du Nord-Ouest.
• Un pipeline de 50 kilomètres (km) de long relie le champ de gaz Ikhil à la ville d’Inuvik (figure 5). Le pipeline est réglementé conjointement par la Régie de l’énergie du Canada et le Bureau de l’organisme de réglementation des opérations pétrolières et gazières en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières des Territoires du Nord-Ouest (en anglais).
• Le projet gazier Mackenzie a été annulé en décembre 2017 par les participants, soit Imperial Oil, ConocoPhillips Canada, ExxonMobil Canada et l’Aboriginal Pipeline Group^{Note de bas de page 15}. Le projet prévoyait la mise en valeur de trois champs de gaz naturel dans le delta du Mackenzie et la construction d’un gazoduc de 1 220 km de long (pipeline de la vallée du Mackenzie) allant du delta du Mackenzie au réseau de transport de NGTL en Alberta. Le projet a été jugé non viable sur le plan économique^{Note de bas de page 16}.

Gaz naturel liquéfié

• Inuvik reçoit du GNL expédié par camion par plusieurs fournisseurs de l’Alberta et de la Colombie-Britannique. Ce GNL est utilisé par l’installation de GNL d’Inuvik de la NTPC (en anglais), qui est entrée en service en 2013. Elle a été construite pour stocker et gazéifier le GNL en vue de son utilisation dans la centrale au gaz d’Inuvik afin d’éviter autant que possible le recours aux génératrices au diesel pour produire de l’électricité.

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Consommation d’énergie

Consommation totale d’énergie

• En 2020, la demande d’énergie pour utilisation finale des Territoires du Nord-Ouest s’établissait 17,5 pétajoules (PJ). Le secteur industriel venait au premier rang pour la demande d’énergie (45 % de la demande totale), suivi des transports (33 %), du commerce (14 %) et du secteur résidentiel (7 %) (figure 6). La demande totale d’énergie pour utilisation finale des Territoires du Nord-Ouest était la troisième plus faible au Canada, et la troisième en importance pour la consommation par habitant.
• Les PPR étaient les combustibles les plus utilisés dans les Territoires du Nord-Ouest, avec une consommation de 13,2 PJ, ou 76 % de la demande totale pour utilisation finale. Le gaz naturel et l’électricité comptaient pour 3,1 PJ (18 %) et 1,1 PJ (6 %), respectivement (figure 7).

Produits pétroliers raffinés

• En 2022, la demande d’essence pour moteur était de 1 022 litres par habitant dans les Territoires du Nord-Ouest, soit 1 % de moins que la moyenne nationale de 1 035 litres.
• La même année, la demande de diesel s’élevait à 4 740 litres par habitant, soit plus de six fois plus que la moyenne nationale de 772 litres par habitant.
• Presque toute l’essence automobile consommée dans les Territoires du Nord-Ouest provient des provinces voisines (principalement de l’Alberta) et est acheminée par camion, par train (à Hay River) et par barge.
• 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. Les centrales alimentées au diesel représentaient 68 % de la capacité installée totale des Territoires du Nord-Ouest en 2021.
• La population dispersée et l’infrastructure de transport limitée des Territoires du Nord Ouest compliquent l’approvisionnement et augmentent le coût du chauffage et des carburants de transport. Le Service d’approvisionnement en combustibles du gouvernement des Territoires du Nord-Ouest encadre l’achat, le transport, la distribution et le stockage des combustibles des 16 collectivités qui ne sont pas approvisionnées par des entreprises privées. Il gère également, pour le compte de la NTPC, l’achat, le transport et le stockage de diesel pour les centrales de la société situées dans 20 collectivités.

Gaz naturel

• En 2023, la consommation de gaz naturel des Territoires du Nord-Ouest a été en moyenne de 4,8 Mpi³/j, soit moins de 0,1 % de la demande canadienne totale.

Électricité

• En 2020, la consommation d’électricité par habitant dans les Territoires du Nord-Ouest s’établissait à 6,6 mégawattheures (Mwh). Les Territoires du Nord-Ouest arrivaient à l’avant-dernier rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui était 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 2020 avec 0,18 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 Territoires du Nord-Ouest figurent parmi les régions où les tarifs d’électricité sont les plus élevés au pays. Bien que ceux-ci varient selon les collectivités et les sociétés de services publics, ils dépassent les 30 cents le kWh pour la première tranche de 600 kWh dans de nombreuses collectivités^{Note de bas de page 17}.

Émissions de GES

• En 2022, les émissions de GES des Territoires du Nord-Ouest ont atteint 1,35 mégatonne d’équivalent en dioxyde de carbone (Mt d’éq. CO₂)^{Note de bas de page 18}, une baisse de 12 % depuis 2000, première année complète après la séparation d’une partie des Territoires du Nord-Ouest pour former le Nunavut, et une baisse de 22 % depuis 2005.
• Les émissions par habitant aux Territoires du Nord-Ouest sont les plus élevés des territoires nordiques. Elles s’établissaient à 30,3 tonnes d’éq. CO₂, soit 67 % de plus que la moyenne nationale de 18,2 tonnes par habitant.
• Les secteurs qui émettent le plus de GES dans les Territoires du Nord-Ouest sont ceux des transports (46 %), de l’industrie et de la fabrication (à l’exception de la construction) (28 %) et des bâtiments (10 %) (figure 7).
• En 2022, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier des Territoires du Nord-Ouest, principalement imputables à la production de pétrole brut et de gaz naturel, ont totalisé 0,07 Mt d’éq. CO₂.
• En 2022, le secteur de l’énergie des Territoires du Nord-Ouest a émis 58 000 tonnes d’éq. CO₂, soit 0,1 % du total des émissions canadiennes de GES provenant de la production d’électricité.
• L’intensité des émissions de GES du réseau électrique des Territoires du Nord-Ouest, mesurée en fonction des GES émis par la production d’électricité, était de 180 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (g d’éq. CO₂ par kWh) en 2022. Il s’agit d’une baisse de 36 % par rapport au niveau de 280 g d’éq. CO₂ par kWh de 2005. La moyenne nationale en 2022 était de 100 g d’éq. CO₂ par kWh (figure 8).