Le mercredi 28 août, l’Office national de l’énergie est devenu la Régie de l’énergie du Canada. Pour de plus amples renseignements, consultez la page d’information sur la mise en œuvre de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie

Profils énergétiques des provinces et territoires – Alberta

Alberta
Table des matières
  • Figure 1 : Production d’hydrocarbures

    Figure 1 : Production d’hydrocarbures

    Source et description :

    Source :
    Office – Avenir énergétique du Canada en 2018

    Description :
    Ce graphique illustre la production d’hydrocarbures en Alberta de 2006 à 2016. Au cours de cette période, la production de pétrole brut a augmenté, passant de 1,8 Mb/j à 3,1 Mb/j, la totalité de la hausse provenant de l’exploitation des sables bitumineux. La production de gaz naturel a diminué, passant de 13,4 Gpi³/j à 10,1 Gpi³/j.

  • Figure 2 :Production d’électricité par type de combustible (2017)

    Figure 2 :Production d’électricité par type de combustible (2017)

    Source et description :

    Source :
    Statistique Canada (Tableaux 25-10-0020-01 and 25-10-0019-01), estimations de l'Office

    Description :
    Ce diagramme circulaire illustre la production d’électricité en Alberta par méthode de production. En 2017, la production totale d’électricité s’est élevée à 82,4 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 :
    Office, 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

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    Source :
    Office

    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

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    Source :
    Office

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

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  • Figure 6 : Demande pour utilisation finale par secteur (2016)

    Figure 6 : Demande pour utilisation finale par secteur (2016)

    Source et description :

    Source :
    Office – Avenir énergétique du Canada en 2018

    Description :
    Ce diagramme circulaire présente la demande d’énergie pour utilisation finale en Alberta par secteur. En 2016, la demande d’énergie pour utilisation finale a totalisé 3 665 PJ. Le secteur industriel vient au premier rang avec 74 % de la demande totale, suivi des transports (12 %), puis des secteurs résidentiel (9 %) et commercial (5 %).

  • Figure 7 : Demande pour utilisation finale par combustible (2016)

    Figure 7 : Demande pour utilisation finale par combustible (2016)

    Source et description :

    Source :
    Office – Avenir énergétique du Canada en 2018

    Description :
    Cette figure illustre la demande pour utilisation finale par type de combustible en Alberta en 2016. Le gaz naturel a compté pour 2 010 PJ (55 %) de la demande, suivi des produits pétroliers raffinés, avec 1 304 PJ (35 %), de l’électricité, à 273 PJ (7 %), des biocarburants, à 76 PJ (2 %) et des autres combustibles, à 2 PJ (moins de 1 %).

    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 2016 en Mt d’éq. CO2. Les émissions totales de GES ont augmenté en Alberta, passant de 174 Mt d’éq. CO2 en 1990 à 263 Mt en 2016.

Production d’énergie

Pétrole brut

  • En 2017, l’Alberta a produit 3 538 milliers de barils par jour (kb/j) de pétrole brut (léger, lourd et condensat réunis) (figure 1). L’Alberta est la principale province productrice de pétrole brut au Canada, avec plus de 80 % 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 2017, l’Alberta a extrait 2 823 kb/j de bitume de ces sables. De cette quantité, 1 051 kb/j ont été valorisés en pétrole brut synthétique pouvant servir à diluer le bitume brut aux fins de transport ou être transformé en produits pétroliers raffinés.
  • Quatre usines de traitement sont actuellement en service en Alberta : Syncrude, Suncor, CNRL Horizon (toutes près de Fort McMurray) et Shell Scotford (à Edmonton). Ensemble, ces usines ont une capacité d’environ 1 400 kb/j.
  • En 2017, la production albertaine de pétrole brut ne provenant pas des sables bitumineux consistait en 335 kb/j de classique léger, 111 kb/j de classique lourd et 270 kb/j de condensat.

Produits pétroliers raffinés

  • L’Alberta compte cinq raffineries : Impériale [anglais seulement], Suncor et Shell à Edmonton, Sturgeon [anglais seulement] à Redwater et Husky [anglais seulement] à Lloydminster. Leur capacité totale est de 541 kb/j (soit 28 % de la capacité totale de raffinage du Canada), ce qui place l’Alberta au premier rang au pays à ce chapitre.
  • L’usine Sturgeon est la première nouvelle raffinerie en plus de 30 ans au Canada. La construction a été achevée en mai 2018. Une fois complètement mise en service, la raffinerie produira principalement du carburant diesel et du naphte à partir du bitume dilué.
  • Les raffineries de l’Alberta ne transforment que du pétrole brut de l’Ouest canadien, dont une grande proportion de bitume et de pétrole brut synthétique mélangés.
  • Les produits pétroliers raffinés sont transportés en Alberta par camion, par train et par le productoduc Alberta Products Pipeline. Ce pipeline achemine en moyenne 48 kb/j de produits pétroliers raffinés et relie les raffineries d’Edmonton aux marchés du sud de l’Alberta.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel (LGN)

  • En 2017, l’Alberta a produit en moyenne 10,5 milliards de pieds cubes par jour (Gpi³/j) de gaz naturel (figure 1), soit plus de 67 % de la production canadienne totale cette année-là.
  • L’Office national de l’énergie a estimé les ressources commercialisables de gaz naturel de l’Alberta à quelque 403 mille milliards de pieds cubes (Tpi³), dont 229 Tpi³ restants après soustraction de la production à la fin de l’année 2017.
  • En 2017, la production des champs de LGN en Saskatchewan s’est élevée à 795 kb/j. En Alberta, la production de LGN a représenté environ 86 % de la production canadienne totale cette année-là. Les raffineries de la province produisent aussi du propane et du butane en petites quantités.
  • Une partie des LGN est fractionnée pour en séparer les composants (éthane, propane, butane et condensat) dans des usines de champ gazier ou des colonnes de fractionnement en Alberta.

Électricité et ressources renouvelables

  • En 2017, l’Alberta a produit 82,4 térawattheures (TWh) d’électricité (figure 2), ce qui correspond approximativement à 12 % de la production totale d’électricité au Canada. L’Alberta vient au troisième rang au pays à ce chapitre, avec une capacité de production de 16 458 mégawatts (MW).
  • Cinq grandes sociétés privées de services publics [anglais seulement] se disputent le marché de gros de l’électricité de l’Alberta : TransCanada, TransAlta, ATCO, ENMAX et Capital Power.
  • Environ 89 % de l’électricité en Alberta est produite à partir de combustibles fossiles, soit environ 50 % au moyen du charbon et 39 % avec du gaz naturel. La tranche restante de 13 % provient de ressources renouvelables, comme l’énergie éolienne, l’hydroélectricité et la biomasse (figure 3).
  • Avec une capacité totale de 6 143 MW, l’Alberta dispose du plus grand parc charbonnier au Canada. La production d’électricité dans les centrales au charbon est appelée à diminuer progressivement et à s’arrêter d’ici 2030 dans le cadre du Climate Leadership Plan [anglais seulement] (plan de leadership climatique) de l’Alberta.
  • Le Shepard Energy Centre [anglais seulement] est situé à l’est de Calgary et a une capacité de 860 MW. Il s’agit de la plus grande centrale alimentée au gaz naturel en Alberta.
  • Quant au parc éolien albertain, sa capacité totalise 1 467 MW. Les éoliennes sont surtout concentrées dans le sud de l’Alberta, près de Pincher Creek.

Transport et commerce de l’énergie

Pétrole brut et liquides

  • L’Alberta dispose d’un vaste réseau de pipelines de pétrole brut et de condensat 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 collecte aussi le pétrole brut produit à Norman Wells (Territoires du Nord-Ouest) par l’intermédiaire de l’oléoduc Norman Wells d’Enbridge.
  • La plus grande partie de la production de pétrole brut de l’Alberta est exportée aux États-Unis ou acheminé vers d’autres provinces. Le réseau principal d’Enbridge, le pipeline Keystone de TransCanada, le pipeline Trans Mountain de Kinder Morgan et le  pipeline Express d’Enbridge sont les principaux oléoducs qui assurent l’exportation du pétrole brut albertain. 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 condensat : Southern Lights d’Enbridge et Cochin de Kinder Morgan. Ces pipelines acheminent du condensat des États-Unis jusqu’aux centres de distribution d’Edmonton et de Fort Saskatchewan, d’où il est transporté par pipeline, par train et par camion vers les sites d’exploitation de pétrole lourd et de sables bitumineux.
  • 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. L’acheminement 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 le réseau principal d’Enbridge.
  • L’Alberta compte 23 installations ferroviaires de chargement de pétrole brut ayant une capacité totale de 772 kb/j. En 2017, une proportion d’environ 3 % de la production de pétrole brut de l’Alberta a été transportée par voie ferrée.

Gaz naturel

  • Beaucoup de pipelines transportent le gaz naturel de l’Alberta vers d’autres provinces et les États Unis. Les principaux réseaux de gazoducs sont Nova Gas Transmission Ltd, (NGTL) TransCanada Mainline, Foothills et Alliance (figure 5).
  • 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 1 000 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 11 Gpi3/j.
  • NGTL se développe 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. En avril 2018, la dernière section du projet d’agrandissement de NGTL en 2017 a été mise en service. Ce projet accroît la capacité de NGTL d’environ 0,5 Gpi3/j.
  • Le réseau de NGTL se raccorde au réseau Westcoast de Spectra, à la frontière britanno-colombienne et albertaine, au réseau Foothills en Alberta ainsi qu’au réseau principal de TransCanada, à la frontière de l’Alberta et de la Saskatchewan.
  • Le réseau principal de TransCanada s’étend sur plus de 14 000 km et assure le transport du gaz depuis le réseau de NGTL jusqu’aux marchés canadiens et américains à l’est de l’Alberta. Il prend fin à la frontière du Québec et de l’Ontario, où il rejoint le réseau de Gazoduc Trans Québec et Maritimes.
  • 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 (Saskatchewan). Foothills Alberta est exploité en parallèle avec le réseau de NGTL.
  • Le gazoduc Alliance [anglais seulement] 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, qu’il achemine à l’usine de traitement et de fractionnement Aux Sable [anglais seulement] près de Chicago, en Illinois.
  • Le réseau pipelinier de NGTL alimente le carrefour d’échanges gaziers NOVA (NIT), plus grand carrefour de gaz naturel liquide en Amérique du Nord. C’est à cet endroit qu’est établi le prix de référence canadien pour le gaz naturel (aussi connu sous le nom de prix du marché intérieur de l’Alberta).
  • ATCO Gas [anglais seulement], une division d’ATCO Gas & Pipelines Ltd., 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. [anglais seulement] 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 [anglais seulement] (AUC).
  • Les projets provinciaux d’exploitation du gaz naturel et de gazoducs relèvent aussi de l’Alberta Energy Regulator [anglais seulement] et de l’AUC.
  • Généralement, les LGN sont transportés à l’extérieur de l’Alberta par train, ou sous forme de LGN mélangés par le réseau principal d’Enbridge vers Sarnia (Ontario) et dans le Midwest américain.

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 5 000 gallons de GNL quotidiennement au secteur des transports (y compris ferroviaire).
  • Ferus exploite deux petites installations de GNL, une à Edmonton et une autre à Elmworth, près de Grande Prairie. L’installation d’Edmonton a une capacité opérationnelle de 379 000 litres de GNL par jour, comparativement à 189 000 litres par jour pour celle d’Elmworth.
  • Les installations de Ferus produisent du GNL pour le secteur des transports et pour la production d’électricité à Whitehorse (Yukon) et à Inuvik (T.N.-O).

Électricité

  • En 2017, les importations interprovinciales et internationales nettes d’électricité en Alberta ont totalisé 0,9 TWh. Les partenaires commerciaux de l’Alberta sont la Colombie-Britannique, la Saskatchewan et le Montana.
  • L’Alberta exploite environ 26 000 km de lignes de transport d’électricité et quelque 215 000 km de lignes de distribution.

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

Consommation totale d’énergie

  • En 2016, la demande pour utilisation finale en Alberta a totalisé 3 665 pétajoules (PJ). Le secteur industriel vient au premier rang pour la demande d’énergie, avec 74 % de la demande totale, suivi des transports, à 12 %, du secteur commercial, à 9 %, et du secteur résidentiel, à 5 % (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 2 010 PJ, ou 55 %. Suivent les produits pétroliers raffinés et l’électricité, avec 1 577 PJ (36 %) et 273 PJ (7 %), respectivement (figure 7).

Produits pétroliers raffinés

  • L’Alberta affiche un surplus net de produits pétroliers raffinés, et presque toute l’essence consommée en Alberta est produite dans cette province.
  • L’Alberta constitue le troisième marché en importance pour les produits pétroliers raffinés au Canada, après l’Ontario et le Québec. En 2017, la demande albertaine totale de produits pétroliers raffinés s’est élevée à 323 kb/j, soit 18 % de la demande pour l’ensemble du Canada. De cette demande totale, on estime que 117 kb/j étaient pour l’essence automobile et 122 kb/j pour le diesel.
  • En 2017, l’utilisation de produits pétroliers raffinés par habitant a été de 4 370 litres (27,5 barils) en Alberta, soit 51 % de plus que la moyenne nationale de 2 886 litres par habitant. 

Gaz naturel

  • En 2016, la consommation d’électricité annuelle par habitant en Alberta s’est établie à 18,6 mégawattheures (MWh). L’Alberta s’est classée au quatrième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui se situe à 25 % au-dessus de la moyenne nationale.
  • En Alberta, c’est le secteur industriel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2016, avec 51,4 TWh. Les secteurs commercial et résidentiel ont consommé 16,5 TWh et 7,8 TWh, respectivement. La demande d’électricité de l’Alberta a augmenté de 15 % depuis 2005.

Électricité

  • En 2016, la consommation d’électricité annuelle par habitant en Alberta s’est établie à 18,6 mégawattheures (MWh). L’Alberta s’est classée au quatrième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui se situe à 25 % au-dessus de la moyenne nationale.
  • En Alberta, c’est le secteur industriel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2016, avec 51,4 TWh. Les secteurs commercial et résidentiel ont consommé 16,5 TWh et 7,8 TWh, respectivement. La demande d’électricité de l’Alberta a augmenté de 15 % depuis 2005.

Émissions de GES

  • En 2016, les émissions de GES de l’Alberta ont totalisé 262,9 mégatonnes (Mt) d’équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO2), en hausse de 51 % depuis 1990.Note de bas de page 1
  • Les émissions par habitant en Alberta arrivent au deuxième rang au Canada, à 62,4 tonnes d’éq. CO2, soit plus de trois fois la moyenne nationale de 19,4 tonnes par habitant.
  • Les secteurs qui émettent le plus de GES en Alberta sont la production pétrolière et gazière, avec 48 % des émissions, la production d’électricité, avec 17 %, et les transports, avec 12 % (figure 8).
  • En 2016, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier de l’Alberta ont totalisé 126,0 Mt d’éq. CO2. De ce total, 120,4 Mt étaient attribuables à la production, à la transformation et au transport, et 5,6 Mt découlaient du raffinage du pétrole et de 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 2016, le secteur de l’énergie de la province a émis 45,2 Mt d’éq. CO2, soit 58 % du total des émissions canadiennes de GES provenant de la production d’électricité.

Complément d’information

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