Profils énergétiques des provinces et territoires - Alberta

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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 2019

    Description :
    Ce graphique illustre la production d’hydrocarbures en Alberta de 2008 à 2018. Au cours de cette période, la production de pétrole brut a augmenté, passant de 1,9 Mb/j à 3,9 Mb/j, la totalité de la hausse provenant de l’exploitation des sables bitumineux. La production de gaz naturel a diminué, passant de 12,4 Gpi3/j à 10,5 Gpi3/j.

  • Figure 2 : Production d’électricité par type de combustible (2018)

    Figure 2 : Production d’électricité par type de combustible (2018)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2019

    Description :
    Ce diagramme circulaire illustre la production d’électricité en Alberta par méthode de production. En 2018, la production totale d’électricité s’est élevée à 81,0 TWh.

  • Figure 3 : Carte de la capacité de production d’électricité et des sources de combustible primaire

    Figure 3 : Carte de la capacité de production d’électricité et des sources de combustible primaire

    Source et description :

    Source :
    Régie, Ressources naturelles Canada

    Description :
    Cette carte montre les installations de production d’électricité en Alberta. On y indique leur capacité et leur source du combustible primaire.

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  • Figure 4 : Carte de l’infrastructure de pétrole brut

    Figure 4 : Carte de l’infrastructure de pétrole brut

    Source et description :

    Source :
    Régie

    Description :
    Cette carte montre tous les principaux oléoducs ainsi que les principales voies ferrées et raffineries en Alberta.

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  • Figure 5 : Carte de l’infrastructure de gaz naturel

    Figure 5 : Carte de l’infrastructure de gaz naturel

    Source et description :

    Source :
    Régie

    Description :
    Cette carte montre tous les principaux gazoducs en Alberta.

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  • Figure 6 : Demande pour utilisation finale par secteur (2017)

    Figure 6 : Demande pour utilisation finale par secteur (2017)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2019

    Description :
    Ce diagramme circulaire présente la demande d’énergie pour utilisation finale en Alberta par secteur. En 2017, la demande d’énergie pour utilisation finale a totalisé 3 805 PJ. Le secteur industriel vient au premier rang avec 75 % de la demande totale, suivi des transports (11 %), puis des secteurs résidentiel (9 %) et commercial (6 %).

  • Figure 7 : Demande pour utilisation finale par combustible (2017)

    Figure 7 : Demande pour utilisation finale par combustible (2017)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2019

    Description :
    Cette figure illustre la demande pour utilisation finale par type de combustible en Alberta en 2017. Le gaz naturel a compté pour 2 125 PJ (56 %) de la demande, suivi des produits pétroliers raffinés, avec 1 319 PJ (35 %), de l’électricité, à 285 PJ (7 %), des biocarburants, à 73 PJ (2 %) et des autres combustibles, à 2 PJ (0 %).
    Remarque : Les autres combustibles comprennent le charbon, le coke et le gaz de cokerie.

  • Figure 8 : Émissions de GES par secteur

    Figure 8 : 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 Alberta par tranches de cinq ans, de 1990 à 2017 en Mt d’éq. CO2. Les émissions totales de GES ont augmenté en Alberta, passant de 173 Mt d’éq. CO2 en 1990 à 273 Mt en 2017.

Production énergétique

Pétrole brut

  • En 2018, l’Alberta a produit 3,91 millions de barils par jour (Mb/j) de pétrole brut (condensats et pentanes plus compris) (figure 1). L’Alberta est la principale province productrice de pétrole brut au Canada, avec plus de 82 % de la production totale.
  • Plus des trois quarts de la production de pétrole brut de l’Alberta proviennent des sables bitumineux dans le nord de la province. En 2018, l’Alberta a extrait 3,04 Mb/j de bitume de ces sables. De cette quantité, 1,09 Mb/j de pétrole brut synthétique ont été produits. Le pétrole brut synthétique peut être transformé en produits pétroliers raffinés ou, dans certains cas, servir à diluer le bitume pour en faciliter le transport.
  • Quatre usines de valorisation sont actuellement en service en Alberta :Syncrude, Suncor et CNRL Horizon (toutes près de Fort McMurray) et Shell Scotford (à Edmonton). Ensemble, ces installations peuvent traiter 1,46 Mb/j de bitume.
  • En 2018, l’Alberta a aussi produit 370 milliers de barils par jour (kb/j) de pétrole brut léger et 119 kb/j de pétrole brut lourd. La production de condensats et de pentanes plus de l’Alberta s’est élevée à 374 kb/j.
  • En 2018, la production de pétrole dans l’Ouest canadien a surpassé la capacité d’exportation par pipeline, entraînant des écarts de prix records pour le pétrole brut. Le gouvernement de l’Alberta a imposé une réduction de la production en janvier 2019, qui a été reconduite jusqu’au 31 décembre 2020.
  • À la fin de 2018, on estimait les ressources restantes de pétrole brut de l’Alberta, incluant les sables bitumineux, à 312 milliards de barils.

Produits pétroliers raffinés

  • L’Alberta compte cinq raffineries : Strathcona (L’Impériale), Edmonton (Suncor) et Scotford (Shell), dans la région d’Edmonton; Sturgeon (NWR) à Redwater et Lloydminster (Husky) à Lloydminster. Leur capacité totale est de 542 kb/j (soit 27 % de la capacité totale de raffinage au Canada), ce qui place l’Alberta au premier rang au pays à ce chapitre.
  • La raffinerie Sturgeon est la première nouvelle raffinerie construite en plus de 30 ans au Canada. La construction a été achevée en mai 2018. La raffinerie Sturgeon a été conçue pour transformer du bitume en diesel et d’autres produits pétroliers raffinés. Cependant, à la fin de 2018, elle n’avait traité que du pétrole brut synthétique, et non du bitume. L’Alberta Petroleum Marketing Commission du gouvernement de la province a signé une entente tarifaire de 30 ans en vertu de laquelle elle fournira 75 % de la charge d’alimentation de bitume requise à la raffinerie Sturgeon (politique de redevances en nature sous forme de bitume de l’Alberta).
  • Les raffineries de l’Alberta ne transforment que du pétrole brut provenant de l’Ouest canadien, dont une grande partie de bitume et de pétrole brut synthétique mélangés. Les raffineries dans la province ont transformé environ 80 % de pétrole brut léger, dont du pétrole brut synthétique, en 2018.

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

  • En 2018, l’Alberta a produit en moyenne 10,5 milliards de pieds cubes par jour (Gpi3/j) de gaz naturel (figure 1), soit 65 % de la production canadienne totale cette année-là.
  • À la fin de 2018, on estimait le potentiel total de gaz naturel récupérable de qualité commerciale de l’Alberta à 563 mille milliards de pieds cubes de pieds cubes (Tpi3), dont 387 Tpi3 restants une fois soustraite la production à ce moment.
  • En 2018, la production de LGN de l’Alberta extraite du pétrole brut, excluant les condensats et les pentanes plus, s’élevait à quelque 515 kb/j.
  • Une partie des LGN est fractionnée pour en séparer les composants (éthane, propane, butanes et condensats) dans des usines de champ gazier ou des colonnes de fractionnement en Alberta.

Électricité

  • En 2018, l’Alberta a produit 81 térawattheures (TWh) d’électricité (figure 2), ce qui correspond approximativement à 13 % de la production totale d’électricité au Canada. Elle vient au troisième rang au pays à ce chapitre, avec une capacité de production de 16 332 mégawatts (MW).
  • Parmi les plus grands producteurs d’électricité en Alberta, on trouve TransAlta, Heartland Generation, Suncor, ENMAX et Capital Power.
  • Environ 91 % de l’électricité en Alberta est produite à partir de combustibles fossiles : environ 43 % au moyen du charbon et 49 % avec du gaz naturel. La tranche restante de 8 % provient de ressources renouvelables, comme l’énergie éolienne, l’hydroélectricité et la biomasse (figure 3).
  • Avec une capacité totale de 5 555 MW, l’Alberta dispose du plus grand parc charbonnier au Canada. En vertu de la Climate Change Legislation de l’Alberta, la production d’électricité dans les centrales au charbon est appelée à diminuer progressivement pour s’arrêter d’ici 2030.
  • Le Shepard Energy Centre, situé à l’Est de Calgary, a une capacité de 860 MW. Il s’agit de la plus grande centrale alimentée au gaz naturel en Alberta.
  • La filière éolienne de l’Alberta a une capacité de 1 467 MW, ce qui la place au troisième rang au pays, après l’Ontario et le Québec. Les éoliennes sont surtout concentrées dans le Sud de l’Alberta, près de Pincher Creek.

Transport et commerce des produits énergétiques

Pétrole brut et liquides

  • L’Alberta dispose d’un vaste réseau de pipelines de pétrole brut et de condensats, qui collecte le pétrole brut dans les zones de production et l’achemine aux carrefours pipeliniers de Hardisty et d’Edmonton (figure 4). L’Alberta reçoit aussi du pétrole brut produit à Norman Wells, dans les Territoires du Nord-Ouest, par l’oléoduc Norman Wells d’Enbridge.
  • La plus grande partie de la production de pétrole brut de l’Alberta est exportée aux États-Unis et acheminée vers d’autres provinces. La canalisation principale d’Enbridge, le pipeline Keystone de TC Énergie, le pipeline Trans Mountain et le pipeline Express d’Enbridge sont les principaux oléoducs qui assurent le transport du pétrole brut à l’extérieur de l’Alberta. D’autres pipelines de moindre envergure, comme les réseaux Milk River et Aurora-Rangeland de Plains Midstream, rallient aussi les États-Unis.
  • L’Alberta compte deux grands pipelines servant à l’importation de condensats : Southern Lights d’Enbridge et Cochin de Kinder Morgan. Ces pipelines transportent des condensats depuis les États-Unis jusqu’aux centres de distribution d’Edmonton et de Fort Saskatchewan, d’où ils sont livrés par pipeline, par train et par camion vers les sites d’exploitation de pétrole lourd et de sables bitumineux pour être utilisés comme diluant.
  • Les produits pétroliers raffinés sont transportés en Alberta par camion, par train et par le productoduc Alberta Products Pipeline. Ce dernier achemine en moyenne 48,4 kb/j de produits pétroliers raffinés et relie les raffineries d’Edmonton aux marchés du Sud de l’Alberta.
  • L’Alberta vient au premier rang au Canada pour la fourniture de produits pétroliers raffinés, comme l’essence automobile et le diesel, aux marchés des provinces voisines. Le transport de ces produits vers la Colombie-Britannique s’effectue en grande partie par le pipeline Trans Mountain; pour ce qui est de la Saskatchewan et du Manitoba, elles sont surtout alimentées par la canalisation principale d’Enbridge.
  • L’Alberta compte 16 installations ferroviaires de chargement de pétrole brut ayant une capacité totale de 800 kb/j. En 2018, environ 5 % de la production de pétrole brut de la province ont été exportés par train.

Gaz naturel

  • Beaucoup de pipelines transportent le gaz naturel produit en Alberta vers d’autres provinces et les États Unis. Les principaux réseaux de gazoducs sont celui de Nova Gas Transmission Ltd. (« NGTL »), le réseau principal au Canada, le réseau Foothills et le réseau Alliance (figure 5). Les trois premiers sont la propriété de TC Énergie.
  • Le réseau de NGTL se raccorde au BC Pipeline d’Enbridge (Westcoast), à la frontière colombo-britannique et albertaine, au pipeline Foothills en Alberta et à la frontière entre l’Alberta et la Colombie-Britannique, ainsi qu’au réseau principal au Canada, à la frontière de l’Alberta et de la Saskatchewan.
  • Le réseau de NGTL comprend approximativement 24 500 km de pipelines et d’installations, et s’étend à la plupart des régions de l’Alberta. NGTL compte au-delà de 1 100 points de réception et plus de 300 points de livraison importants; le réseau est raccordé à neuf installations de stockage souterraines en Alberta. Les livraisons sur le réseau de NGTL dépassent 12,4 Gpi3/j.
  • Le réseau de NGTL se développe rapidement pour acheminer les nouveaux approvisionnements, principalement en provenance de la formation de Montney dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique et le Nord-Ouest de l’Alberta. Le projet de canalisation principale North Montney, qui consiste en 206 km de nouvelles canalisations et deux stations de compression, devrait entrer totalement en service au cours de 2020. Le projet proposé d’agrandissement du réseau de NGTL en 2021 ajoutera quelque 350 km de nouvelles canalisations et une capacité supplémentaire de compression dans le Nord-Ouest de l’Alberta, ce qui portera la capacité de transport à l’intérieur de la province à environ 2 Gpi3/j.
  • Le réseau principal au Canada s’étend sur plus de 14 000 km et assure le transport du gaz depuis le réseau de NGTL, près d’Empress en Alberta, jusqu’aux marchés canadiens et américains à l’Est de l’Alberta. Il se raccorde au pipeline Trans Québec et Maritimes près de la frontière entre l’Ontario et le Québec.
  • TC Énergie propose un agrandissement de 200 millions de dollars de son réseau principal au Canada, qui augmenterait sa capacité de 0,5 Gpi3/j pour desservir les marchés ontariens et québécois. L’achèvement de cet agrandissement est prévu en 2022.
  • Le réseau Foothills est relié au réseau de NGTL à son extrémité sud et est constitué de plusieurs tronçons : Foothills BC, Foothills SK et Foothills Alberta. Le gazoduc Foothills BC exporte du gaz naturel vers les États américains du nord-ouest sur le Pacifique depuis le point d’exportation Kingsgate, en Colombie-Britannique. Quant au gazoduc Foothills SK, il exporte du gaz naturel vers le Midwest américain à partir du point d’exportation de Monchy, en Saskatchewan. Foothills Alberta est exploité en parallèle avec le réseau de NGTL.
  • Le gazoduc Alliance part du Nord-Est de la Colombie-Britannique, traverse l’Alberta, puis rejoint les États-Unis à Alameda, en Saskatchewan. Il transporte du gaz naturel riche en liquides de la Colombie-Britannique et de l’Alberta, jusqu’à l’usine de traitement et de fractionnement Aux Sable près de Chicago, en Illinois.
  • Le réseau de NGTL alimente le carrefour d’échanges gaziers NOVA (« NIT »), plus grand carrefour de gaz naturel liquide au Canada. Le NIT est l’endroit où est établi le principal prix de référence canadien pour le gaz naturel de l’Ouest canadien (aussi connu sous le nom de prix du marché intérieur de l’Alberta ou AECO-C).
  • ATCO Gas est le plus gros distributeur de gaz naturel en Alberta; elle dessert plus de 1,1 million de clients établis dans près de 300 collectivités. AltaGas Utilities Inc. distribue du gaz naturel à plus de 78 000 clients résidentiels, ruraux et commerciaux, dans plus de 90 collectivités du Nord de l’Alberta. ATCO et AltaGas sont toutes deux assujetties à la réglementation de l’Alberta Utilities Commission (« AUC »).
  • Généralement, les LGN sont transportés à l’extérieur de l’Alberta par train, ou sous forme de LGN mélangés par la canalisation principale d’Enbridge vers Sarnia, en Ontario, et le Midwest américain.
  • Le pipeline Petroleum Transmission Company (« PTC ») de Plains Midstream est le seul pipeline qui transporte du propane pur à l’extérieur de l’Alberta. D’une capacité de 15 kb/j, il prend son origine à Empress, dans cette province, traverse cette dernière pour rejoindre Regina, en Saskatchewan. De là, il se rend à Fort Whyte, au Manitoba, livrant le propane à des terminaux routiers et ferroviaires sur sa route.
  • Le pipeline Vantage de Pembina, d’une capacité de 68 kb/j, transporte de l’éthane depuis Tioga, dans le Dakota du Nord, jusqu’à Empress, en Alberta. Il se raccorde là au réseau de collecte d’éthane de l’Alberta, principal réseau alimentant l’industrie pétrochimique albertaine.
  • Les projets provinciaux d’exploitation du gaz naturel et de gazoducs relèvent de l’Alberta Energy Regulator et de l’AUC.

Gaz naturel liquéfié (« GNL »)

  • Encana exploite l’usine de GNL Cavalier, de taille modeste, située près de Strathmore. En activité depuis 2013, elle fournit plus de 6 500 gallons de GNL quotidiennement au secteur des transports (y compris ferroviaire).
  • Ferus exploite une modeste usine de GNL à Elmworth, près de Grande Prairie. Lorsque sera complétée l’agrandissement de cette installation, fin 2019, elle aura une capacité de 150 000 gallons par jour. Ferus produit du GNL pour le secteur des transports, le forage des hydrocarbures, l’exploitation minière et la production d’électricité à Whitehorse, au Yukon, et à Inuvik dans les Territoires du Nord-Ouest.

Électricité

  • En 2018, les importations interprovinciales et internationales nettes d’électricité en Alberta ont totalisé 2,9 TWh. Les partenaires commerciaux de l’Alberta pour cette filière sont la Colombie-Britannique, la Saskatchewan et le Montana.
  • L’Alberta exploite environ 26 000 km de lignes de transport d’électricité et plus de 200 000 km de lignes de distribution, ainsi que 235 centrales électriques. Les principales sociétés desservant la province sont AltaLink, ATCO, ENMAX et EPCOR.
  • L’Alberta Energy System Operator (« AESO ») exploite le réseau électrique de l’Alberta, et l’AUC réglemente les fournisseurs de services publics privés et parfois municipaux.
  • On compte plus de 200 participants sur le marché de l’électricité en Alberta enregistrés auprès de l’AESO.
  • La réglementation des micro-installations de l’Alberta permet à des habitants de la province de produire de l’électricité, jusqu’à concurrence d’une capacité installée de 5 MW, à partir de ressources renouvelables ou de sources d’énergie de remplacement, et de vendre leur excédent au réseau électrique en échange de crédits énergétiques. En février 2019, la micro-génération procurait 44 MW de capacité, répartie dans plus de 3 000 sites. L’énergie solaire représentait environ 90 % de cette capacité.

Consommation d’énergie et émissions de gaz à effet de serre (« GES »)

Consommation totale d’énergie

  • En 2017, la demande d’énergie pour utilisation finale en Alberta a totalisé 3 805 pétajoules (PJ). Le secteur industriel venait au premier rang pour la demande d’énergie (75 % de la demande totale), suivi des transports (11 %), du secteur commercial (9 %) et du secteur résidentiel (6 %) (figure 6). L’Alberta arrive au premier rang au Canada pour la demande totale d’énergie et pour la consommation par habitant.
  • Le gaz naturel est le principal type de combustible utilisé en Alberta, représentant 2 125 PJ ou 56 % de la consommation en 2017. Suivent les produits pétroliers raffinés et l’électricité avec 1 319 PJ (35 %) et 285 PJ (7 %), respectivement (figure 7).

Produits pétroliers raffinés

  • L’Alberta affiche un surplus net de produits pétroliers raffinés, et presque toute l’essence automobile consommée dans la province y est produite.
  • L’Alberta constitue le troisième marché en importance pour les produits pétroliers raffinés au Canada, après l’Ontario et le Québec. En 2018, la demande albertaine totale de produits pétroliers raffinés s’est élevée à 365 kb/j, soit 19 % de la demande pour l’ensemble du Canada. De la demande totale en Alberta, on estime que 117 kb/j étaient pour l’essence automobile et 144 kb/j pour le diesel.
  • En 2018, la consommation de produits pétroliers raffinés par habitant a été de 5 005 litres (31 barils) en Alberta, soit 65 % de plus que la moyenne nationale de 3 038 litres par habitant.

Gaz naturel

  • En 2018, la consommation de gaz naturel en Alberta a totalisé, en moyenne, 6,17 Gpi3/j. La demande en Alberta a représenté 55 % de la demande canadienne de gaz naturel pendant l’année en question.
  • Le plus grand consommateur de gaz naturel a été le secteur industriel (qui comprend la production de pétrole lourd et de sables bitumineux), avec 5,4 Gpi3/j en 2018. Les secteurs résidentiel et commercial ont consommé 0,43 Gpi3/j et 0,37 Gpi3/j, respectivement.

Électricité

  • En 2017, la consommation d’électricité annuelle par habitant en Alberta s’est établie à 18,7 mégawattheures (MWh). L’Alberta s’est classée au quatrième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui est 28 % supérieure à la moyenne nationale.
  • En Alberta, c’est le secteur industriel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2017, avec 51,8 TWh. Les secteurs commercial et résidentiel ont consommé 17,2 TWh et 10,3 TWh, respectivement. La demande d’électricité de l’Alberta a augmenté de 22 % depuis 2005.

Émissions de GES

  • En 2017, les émissions de GES de l’Alberta ont totalisé 272,8 mégatonnes (Mt) d’équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO2), en hausse de 58 % depuis 1990Note de bas de page 1.
  • Les émissions de GES par habitant en Alberta arrivent au deuxième rang au Canada à 64,3 tonnes d’éq. CO2, soit plus de trois fois la moyenne nationale de 19,6 tonnes par habitant.
  • Les secteurs qui émettent le plus de GES en Alberta sont la production pétrolière et gazière (50 %), la production d’électricité (16 %) et les transports (11 %) (figure 8).
  • En 2017, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier de l’Alberta ont totalisé 137,1 Mt d’éq. CO2. De ce total, 130,8 Mt étaient attribuables à la production, à la transformation et au transport, et 6,4 Mt découlaient du raffinage du pétrole et fde la distribution du gaz naturel.
  • Le secteur de la production d’électricité dégage plus d’émissions de GES en Alberta que dans toute autre province, en raison de sa taille et de l’utilisation du charbon. En 2017, le secteur de l’énergie de la province a émis 44,3 Mt d’éq. CO2, soit 60 % du total des émissions canadiennes de GES provenant de la production d’électricité.

Complément d’information

Sources des données

Les profils énergétiques des provinces et territoires s’harmonisent avec les plus récents ensembles de données d’Avenir énergétique du Canada en 2019 de la Régie. Les concepteurs d’Avenir énergétique puisent dans diverses sources de données; ils se basent généralement sur celles de Statistique Canada et font des ajustements selon les circonstances particulières de chaque province et territoire. Les ajustements sont nécessaires pour assurer l’uniformité et la comparabilité des données sur les provinces et territoires.

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