Profils énergétiques des provinces et territoires – Colombie-Britannique

Colombie-Britannique

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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 en Colombie-Britannique de 2010 à 2020. Au cours de cette période, la production a augmenté, passant de 33,7 kb/j à 110.8 kb/j. La production de gaz naturel a progressé, passant de 2,9 Gpi3/j à 5,4 Gpi3/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 en Colombie-Britannique par méthode de production. En 2019, la production totale d’électricité s’est élevée à 64,3 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 ainsi que les principales voies ferrées et raffineries en Colombie-Britannique.

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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 en Colombie-Britannique.

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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 en Colombie-Britannique par secteur. En 2018, la demande d’énergie pour utilisation finale a totalisé 1 343 PJ. Le secteur industriel vient au premier rang avec 47 % de la demande totale, suivi des transports (31 %), puis des secteurs résidentiel (12 %) et commercial (10 %).

  • 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 en Colombie-Britannique en 2018. Les produits pétroliers raffinés ont compté pour 523 PJ (39 %) de la demande, suivis du gaz naturel, avec 384 PJ (29 %), de l’électricité, à 216 PJ (16 %), des biocarburants, à 214 PJ (16 %) et des autres combustibles, à 6 PJ (moins de 1 %).
    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 en Colombie-Britannique par tranches de cinq ans, de 1990 à 2019 en Mt d’éq. CO2. Les émissions totales de GES ont augmenté en Colombie-Britannique, passant de 51 Mt d’éq. CO2 en 1990 à 67 Mt en 2019.

  • 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 en Colombie-Britannique de 1990 à 2019. En 1990, l’électricité produite en Colombie-Britannique a émis 17 g d’éq. CO2 par kWh. En 2019, l’intensité des émissions avait augmenté à 18,6 g d’éq. CO2 par kWh.

Production énergétique

Pétrole brut

  • En 2020, la Colombie-Britannique a produit 110,8 milliers de barils par jour (« kb/j ») de pétrole brut (condensats et pentanes plus compris) (figure 1). La production de pétrole brut de la province représentait environ 2 % de la production canadienne totale cette année-là.
  • La production pétrolière est composée exclusivement de pétrole léger classique, de condensats et de pentanes plus et provient principalement du nord-est de la province.
  • À la fin de 2020, on estimait les ressources restantes de pétrole brut de la Colombie Britannique à 528 millions de barils.

Produits pétroliers raffinés

  • Les deux raffineries que compte la Colombie-Britannique ont une capacité combinée de 67 kb/j : Prince George (Tidewater) (en anglais) et Burnaby (Parkland).
  • La raffinerie Prince George a une capacité de 12 kb/j et utilise surtout du pétrole léger et du pétrole brut synthétique de l’Ouest canadien. La raffinerie appartenait auparavant à Husky Energy, mais a été achetée (en anglais) par Tidewater Midstream en novembre 2019.
  • La raffinerie Burnaby a une capacité de 55 kb/j et transforme surtout du pétrole brut plus lourd de l’Ouest canadien acheminé par le pipeline Trans Mountain. Pétroles Parkland a acheté la raffinerie de Chevron en avril 2017.

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

  • En 2020, la production de gaz naturel en Colombie-Britannique a atteint en moyenne 5,38 milliards de pieds cubes par jour (« Gpi3/j ») (figure 1), ce qui représentait 35 % de la production canadienne totale de gaz naturel.
  • Le gaz naturel est produit dans la partie nord-est de la Colombie-Britannique, principalement dans la formation de Montney. La mise en valeur du gaz de réservoirs étanches de cette formation est le principal facteur qui a permis à la Colombie Britannique de quasiment doubler sa production de gaz par rapport à 2010, alors qu’elle s’établissait en moyenne à 2,88 Gpi3/j.
  • La formation de Montney s’étend du nord-est de la Colombie-Britannique jusqu’en Alberta. On estime que la portion qui se trouve en Colombie-Britannique renferme 400 mille milliards de pieds cubes (« Tpi3 ») de gaz récupérable de qualité commerciale, dont 389 Tpi³ restants à la fin de 2020.
  • Les autres ressources gazières importantes de la province se trouvent dans les bassins des rivières Horn et Liard. Le potentiel des ressources de gaz naturel récupérable de qualité commerciale de la Colombie-Britannique est estimé à 705 Tpi3, dont 667 Tpi3 restants à la fin de 2020.
  • En 2020, la production de LGN de la Colombie-Britannique des usines de champ gazier, excluant les condensats et les pentanes plus, s’élevait à quelque 387,8 kb/j.

Gaz naturel renouvelable

  • Le gaz naturel renouvelable (« GNR ») est produit dans cinq installations (en anglais) et est transporté sur le réseau de FortisBC. Ensemble, ces installations peuvent fournir jusqu’à 316 000 gigajoules de GNR par année, un volume suffisant pour chauffer 3 470 foyers.

Électricité

  • En 2019, la Colombie-Britannique a produit 64,3 térawattheures (« TWh ») d’électricité (figure 2), ce qui correspond approximativement à 10 % de la production totale d’électricité au Canada. La province vient au quatrième rang au pays à ce chapitre, avec une capacité de production estimée à 18 250 mégawatts (« MW »),
  • BC Hydro (en anglais) produit la majeure partie de l’électricité en Colombie-Britannique. Des producteurs indépendants exploitent plusieurs centrales hydroélectriques de plus petite taille ainsi que toutes les installations de transformation de la biomasse, les parcs éoliens et les installations solaires.
  • Environ 87 % de l’électricité produite en Colombie-Britannique provient de ressources hydroélectriques, qui ont une capacité d’environ 16 000 MW. La plus grande partie de cette capacité provient du fleuve Columbia, dans le sud-est de la province, et de la rivière de la Paix, dans le nord-est (figure 3). Le site C (en anglais), d’une capacité de 1 100 MW, est une nouvelle centrale hydroélectrique qui est en construction sur la rivière de la Paix. Le projet devrait être achevé en 2025.
  • En 1961, le Canada et les États-Unis ont signé le Traité du fleuve Columbia (en anglais), qui encadre la gestion de l’écoulement des eaux et les inondations en aval aux États-Unis. Il accorde à la Colombie-Britannique le droit à une part égale des avantages tirés de l’énergie en aval qui peut être produite aux États-Unis. Le traité du fleuve Columbia fait actuellement l’objet de renégociations (en anglais) visant à le moderniser.
  • La biomasse, qui repose surtout sur les déchets de la grande industrie forestière de la Colombie-Britannique, compte pour environ 5 % de la capacité de production d’électricité de la province.
  • Quant à l’énergie éolienne, elle représente approximativement 4 % de la capacité de production d’électricité de la Colombie-Britannique. La capacité éolienne installée d’environ 700 MW classe la Colombie-Britannique au quatrième rang au Canada à ce chapitre.
  • Les autres sources d’énergie comprennent le gaz naturel et les produits pétroliers raffinés (utilisés dans les collectivités qui ne sont pas raccordées au réseau électrique) et l’énergie solaire.
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Transport et commerce des produits énergétiques

Pétrole brut et liquides

  • On trouve deux grands oléoducs en Colombie-Britannique : le pipeline Trans Mountain et le pipeline du Nord-Est de la Colombie-Britannique et de l’Ouest, de Pembina (en anglais) (figure 3).
  • Le pipeline Trans Mountain achemine du pétrole brut et des produits pétroliers raffinés d’Edmonton, en Alberta, jusqu’à Kamloops et Burnaby, en Colombie-Britannique, ainsi qu’aux États-Unis. La capacité du pipeline Trans Mountain est actuellement d’environ 300 kb/j et elle varie en fonction des produits acheminés, soit du pétrole brut ou léger ou des produits pétroliers raffinés.
  • Le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain transportera du pétrole brut d’Edmonton vers le terminal maritime Westridge et la raffinerie Parkland à Burnaby, en Colombie-Britannique. L’agrandissement doublera le pipeline existant de Trans Mountain et fera passer sa capacité de 300 à 890 kb/j. La construction du nouveau pipeline a débuté en novembre 2019 et devrait être terminée en décembre 2022.
  • La portion Ouest du pipeline du Nord-Est de la Colombie-Britannique et de l’Ouest de Pembina a une capacité de 75 kb/j et expédie du pétrole brut depuis Taylor jusqu’à la raffinerie de Prince George et un point de raccordement au pipeline Trans Mountain à Kamloops. Le tronçon du Nord-Est de la Colombie-Britannique du réseau transporte des liquides, dont des condensats produits dans la région de Montney jusqu’à Taylor. De là, les liquides peuvent être transportés vers les marchés d’Edmonton et de Fort Saskatchewan en Alberta par l’intermédiaire d’autres pipelines.
  • La Colombie-Britannique compte cinq terminaux de stockage de pétrole et de produits pétroliers. Le terminal Kamloops, qui compte deux réservoirs de stockage, est le plus petit et approvisionne Kamloops et la région en produits raffinés. Le terminal Sumas a une capacité de 715 000 barils de pétrole, auxquels s’ajouteront 175 000 barils supplémentaires sont actuellement en construction. Le terminal Burnaby a une capacité de stockage de 1,7 million de barils et 3,9 millions de barils sont en construction. Le terminal maritime Westridge, également à Burnaby, a une capacité de 395 000 barils. Les quatre sont situés le long du pipeline de Trans Mountain.
  • On trouve deux installations ferroviaires de déchargement de pétrole brut en Colombie Britannique, toutes deux à Burnaby.

Gaz naturel

  • Plusieurs pipelines transportent du gaz naturel produit en Colombie-Britannique, dont le pipeline Westcoast d’Enbridge (aussi appelé gazoduc BC d’Enbridge) et des pipelines exploités par FortisBC (en anglais) et Pacific Northern Gas (en anglais) (« PNG »). FortisBC et PNG Gas sont assujetties à la réglementation provinciale de la British Columbia Utilities Commission (en anglais) (« BCUC »).
  • Une partie du gaz produit en Colombie-Britannique est également acheminé vers d’autres provinces par le réseau de NOVA Gas Transmission Limited (« NGTL ») (figure 4).
  • Le gaz naturel est exporté depuis la Colombie-Britannique vers Huntingdon, dans le Nord-Ouest des États-Unis sur le Pacifique, où le pipeline Westcoast rejoint le pipeline du nord-ouest (en anglais) de Williams, ou à Kingsgate, où le pipeline Foothills de TC Énergie se raccorde au réseau Gas Transmission Northwest (« GTN »). Le gaz produit en Colombie Britannique peut aussi être exporté vers le Midwest américain en traversant l’Alberta, et au-delà par le truchement du pipeline Alliance ou du réseau de NGTL.
  • En octobre 2019, TC Énergie a dévoilé son projet de livraison parcours ouest (en anglais), un agrandissement des réseaux de NGTL et Foothills, qui vise à accroître, d’ici la fin de 2022 ou en 2023, la capacité d’exportation de son réseau GTN. Il y a quatre projets distincts, tous situés en Alberta et en Colombie-Britannique. En Colombie-Britannique, ce programme englobe le projet de livraison parcours ouest dans la zone 8 de Foothills en 2022 (en anglais).
  • TC Énergie a entrepris l’aménagement du pipeline Coastal GasLink (« CGL ») (en anglais) dans le but d’approvisionner les installations d’exportation de LNG Canada (en anglais), à Kitimat. Dans une décision rendue le 26 juillet 2019, l’Office national de l’énergie (maintenant la Régie) a statué que le projet de pipeline relevait de la compétence de la Colombie-Britannique. Le pipeline CGL aura une capacité initiale de 2,1 Gpi3/j, qui pourra être portée à 5,0 Gpi3/j sans qu’il soit nécessaire d’aménager une nouvelle canalisation. Le pipeline devrait entrer en service en 2023.
  • Le terminal Ridley Island d’AltaGas (en anglais) est le premier terminal maritime d’exportation de propane au Canada. Il peut exporter environ 80 kb/j de propane vers l’Asie et d’autres marchés internationaux. Le terminal s’alimente dans l’Ouest canadien par l’entremise du réseau ferroviaire de CN. Il a une capacité de stockage maximale de 600 000 barils.
  • Le terminal Prince Rupert de Pembina (en anglais) a été mis en service en avril 2021 et exporte du propane vers les marchés internationaux. Le terminal a une capacité d’exportation initiale de 25 kb/j. Les plans d’agrandissement visant à porter la capacité à 40 kb/j ont été reportés. La décision d’investissement finale est attendue en 2022. L’agrandissement serait assujetti aux approbations réglementaires et environnementales nécessaires. Le terminal est principalement approvisionné par le complexe de fractionnement de Pembina à Redwater, en Alberta.

Gaz naturel liquéfié (« GNL »)

  • De nombreuses installations d’exportation de GNL de grande capacité ont été proposées sur le littoral de la Colombie-Britannique. Depuis 2010, la Régie de l’énergie du Canada (auparavant l’Office national de l’énergie) a reçu 36 demandes de licence d’exportation de gaz naturel pour des projets dans la province. Toutes les installations d’exportation de GNL seront principalement réglementées par des organismes de la Colombie Britannique, notamment la B.C. Oil and Gas Commission (« BCOGC (en anglais) »).
  • À ce jour, LNG Canada (en anglais) est le seul projet d’exportation de GNL pour lequel les travaux de construction ont commencé. Il s’agit d’une coentreprise entre Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi Corporation et KOGAS. La capacité de production initiale des deux premières unités de transformation (trains) en service devrait atteindre 14 millions de tonnes par année (« Mt/a »), mais la capacité pourrait être accrue en ajoutant deux autres unités dans l’avenir.
  • Woodfibre LNG Limited (en anglais) a suggéré la mise en place d’une petite installation de traitement et d’exportation de GNL près de Squamish. Le permis de construction et d’exploitation pour le projet a été accordé par la BCOGC. L’installation pourrait produire environ 2,1 Mt/a de GNL.
  • FortisBC exploite deux installations de GNL de petite taille (en anglais) : Tilbury, sur l’île du même nom, près de Vancouver, et Mt. Hayes, près de Ladysmith sur l’île de Vancouver.
  • Tilbury est en activité depuis 1971. Elle dessert les marchés locaux durant les périodes de pointe en hiver et fournit du GNL pour les parcs de véhicules et, depuis quelques années, pour la production d’électricité à Whitehorse, au Yukon, et à Inuvik, dans les Territoires du Nord-Ouest. Tilbury expédie (en anglais) de petits volumes de GNL en Chine depuis la fin de 2017.
  • Tilbury a pris de l’expansion au cours des dernières années. En 2018, la phase 1 (en anglais) de l’agrandissement a consisté en un réservoir de stockage de 46 000 mètres cubes et une capacité de liquéfaction de 0,25 Mt/a. La phase 2, qui devrait être terminée en 2025, ajoutera une capacité de 0,65 Mt/a. Le projet d’agrandissement de la phase 2 (en anglais) a été déposé auprès du bureau d’évaluation environnementale de la Colombie-Britannique (en anglais). Il comprendrait un nouveau réservoir de stockage pouvant contenir jusqu’à 142 400 mètres cubes de GNL, ce qui ferait plus que doubler la capacité de stockage actuelle de Tilbury, ainsi qu’une nouvelle unité de liquéfaction d’une capacité maximale de 2,5 Mt/a pour la production de GNL destiné au ravitaillement en mer ou à l’exportation outre-mer.
  • L’installation de GNL Mt. Hayes, construite en 2011, fournit du gaz à des clients sur l’île de Vancouver durant les périodes de forte demande ou lors d’interruptions du réseau gazier. L’installation Mt. Hayes a une capacité de stockage de 1,5 Gpi3.
  • L’installation de GNL Tamaska (en anglais) de Cryopeak est entrée en service en 2021 à Fort Nelson. Sa capacité de production actuelle est de 27 000 gallons de GNL par jour. Le permis actuel permet d’y produire jusqu’à environ 100 000 gallons par jour.
  • L’installation de GNL Dawson Creek (en anglais) de Campus Energy a également une capacité de 27 000 gallons de GNL par jour.

Électricité

  • En 2019, les importations interprovinciales et internationales nettes d’électricité en Colombie-Britannique ont totalisé 2,7 TWh. Le commerce de l’électricité de cette province se fait surtout avec les États-Unis et, dans une moindre mesure, avec l’Alberta.
  • Sur une base annuelle, la Colombie-Britannique est généralement un exportateur net d’électricité. Sa balance commerciale est souvent positive, et ce même lors des années où elle importe plus d’électricité qu’elle n’en exporte, puisqu’elle est en mesure d’acheter de l’électricité des États-Unis lorsque les prix sont plus bas et de leur en vendre lorsqu’ils sont plus élevés.
  • La Colombie-Britannique exploite environ 80 000 km de lignes de transport et de lignes de distribution. Les lignes de transport d’électricité de BC Hydro relient la Colombie Britannique à d’autres services publics de l’Ouest de l’Amérique du Nord, notamment ceux de l’Alberta, de l’État de Washington, de l’Oregon et de la Californie.
  • En avril 2019, les gouvernements canadien et britanno-colombien et BC Hydro ont annoncé une participation financière du fédéral dans le projet d’alimentation en électricité de la région de Peace (en anglais). Ce projet de BC Hydro consiste à construire deux lignes électriques parallèles à 230 kilovolts entre le futur poste du site C, près de Fort St. John, et le poste Groundbirch existant, situé à 30 km à l’Est de Chetwynd. Le projet, conçu pour améliorer la fiabilité dans la région de Peace, a été mis en service en mai 2021.
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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 en Colombie-Britannique a totalisé 1 346 pétajoules (« PJ »). Le secteur industriel vient au premier rang pour la demande d’énergie (47 % de la demande totale), suivi des transports (30 %), du secteur résidentiel (12 %) et du secteur commercial (10 %) (figure 5). La Colombie-Britannique arrive au quatrième rang au Canada pour la demande totale d’énergie, mais au sixième rang pour la consommation par habitant.
  • Les produits pétroliers raffinés, y compris l’essence et le diesel, sont les deux combustibles principalement utilisés en Colombie-Britannique, avec une consommation de 512 PJ, ou 38 % de la demande pour utilisation finale totale. Suivent le gaz naturel, l’électricité et les biocombustibles avec 389 PJ (29 %), 216 PJ (16 %) et 222 PJ (16 %), respectivement (figure 6).
  • La Colombie-Britannique est la plus grande consommatrice de biocarburants au Canada, principalement en raison de son important secteur forestier qui produit de l’électricité à partir des résidus qu’il génère.

Produits pétroliers raffinés

  • En 2019, la demande d’essence pour moteur était de 1 066 litres par habitant en Colombie-Britannique, soit 16 % de moins que la moyenne nationale de 1 268 litres par habitant.
  • La même année, la demande de diesel était de 899 litres par habitant en Colombie Britannique, soit 5 % de plus que la moyenne nationale de 855 litres par habitant.
  • La plus grande partie de l’essence automobile consommée en Colombie-Britannique provient de l’Alberta. Elle est surtout acheminée par le pipeline Trans Mountain. Les deux raffineries de la Colombie-Britannique produisent également de l’essence automobile. L’essence consommée en Colombie-Britannique peut aussi être importée par bateau ou par barge du Nord-Ouest des États-Unis.
  • En réaction à la flambée des prix du carburant de transport à l’été 2019, la B.C. Utilities Commission a mené une enquête publique (en anglais) sur les prix de gros et de détail de l’essence automobile et du diesel dans la province, qui a éventuellement mené à l’adoption de la Fuel Price Transparency Act le 27 novembre 2019. Cette loi oblige les sociétés du secteur de l’essence et du diesel à divulguer des informations sur les produits pétroliers raffinés, notamment les importations, les exportations, les volumes aux raffineries et aux terminaux, et les prix de gros et de détail.

Gaz naturel

  • En 2020, la consommation de gaz naturel de la Colombie-Britannique a totalisé, en moyenne, 0,76 Gpi3/j, soit 7 % de la demande canadienne totale.
  • Le plus grand consommateur de gaz naturel a été le secteur industriel, avec 0,39 Gpi3/j en 2020. Les secteurs résidentiel et commercial ont consommé 0,22 Gpi3/j et 0,15 Gpi3/j, respectivement.

Électricité

  • En 2019, la consommation d’électricité par habitant en Colombie-Britannique s’est établie à 11,8 mégawattheures (« MWh »). La province arrive au septième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui est 21 % sous la moyenne nationale.
  • En Colombie-Britannique, c’est le secteur industriel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2019 avec 25,7 TWh, suivi des secteurs résidentiel et commercial avec 19 et 15,1 TWh respectivement.
  • On compte plus de 2 500 postes de charge publics pour les véhicules électriques en Colombie-Britannique.

Émissions de gaz à effet de serre

  • En 2019, les émissions de GES de la Colombie-Britannique ont totalisé 65,7 mégatonnes (« Mt ») d’équivalent en dioxyde de carbone (« éq. CO2 »)Note de bas de page 1. Les émissions ont augmenté de 27 % depuis 1990, et de 4 % depuis 2005.
  • Les émissions par habitant de la Colombie-Britannique sont parmi les plus basses au Canada, à 12,9 tonnes d’éq. CO2, soit 33 % de moins que la moyenne nationale de 19,4 tonnes par habitant.
  • Les secteurs qui émettent le plus de GES en Colombie-Britannique sont les transports (37 % du total), les activités en amont et en aval du secteur pétrolier et gazier (21 %) et la fabrication et les industries lourdes (fonderie, cimenterie et produits chimiques) (17 %) (figure 7).
  • En 2019, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier de la Colombie-Britannique ont totalisé 13,7 Mt d’éq. CO2. De ce total, 13,1 Mt étaient attribuables à la production, à la transformation et au transport, et 0,6 Mt découlaient du raffinage du pétrole et de la distribution du gaz naturel.
  • Environ 95 % de l’électricité produite en Colombie-Britannique provient de ressources renouvelables. En 2019, le secteur de l’énergie de la province a émis 0,8 Mt d’éq. CO2, soit 1,3 % du total des émissions canadiennes de GES provenant de la production d’électricité.
  • L’intensité des GES du réseau électrique de la Colombie-BritanniqueNote de bas de page 2, mesurée en fonction des GES émis dans la production d’électricité de la province, était de 18,6 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (« g d’éq. CO2 par kWh ») d’électricité produite en 2019. Il s’agit d’une réduction de 26 % par rapport au niveau de 25 g d’éq. CO2 par kWh de 2005. La moyenne nationale en 2019 était de 120 g d’éq. CO2 par kWh (figure 8).
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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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