Profils énergétiques des provinces et territoires – Colombie-Britannique

British Columbia

Contactez nous

Commentaires, questions, ou suggestions peuvent être envoyés à l’adresse :
energy-energie@cer-rec.gc.ca

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 Colombie-Britannique de 2008 à 2018. Au cours de cette période, la production a augmenté, passant de 35,0 kb/j à 101.2 kb/j. La production de gaz naturel a progressé, passant de 2,7 Gpi3/j à 5,1 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 Colombie-Britannique par méthode de production. En 2018, la production totale d’électricité s’est élevée à 74,2 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 Colombie-Britannique. On y indique leur capacité et leur source du combustible primaire.

    Télécharger :
    Version PDF [1320 ko]

  • 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 Colombie-Britannique.

    Télécharger :
    Version PDF [544 ko]

  • 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 Colombie-Britannique.

    Télécharger :
    Version PDF [567 ko]

  • 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 Colombie-Britannique par secteur. En 2017, la demande d’énergie pour utilisation finale a totalisé 1 249 PJ. Le secteur industriel vient au premier rang avec 47 % de la demande totale, suivi des transports (28 %), puis des secteurs résidentiel (14 %) et commercial (12 %).

  • 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 Colombie-Britannique en 2017. Les produits pétroliers raffinés ont compté pour 450 PJ (38 %) de la demande, suivis du gaz naturel, avec 377 PJ (30 %), de l’électricité, à 229 PJ (19 %), des biocarburants, à 189 PJ (12 %) 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 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 Colombie-Britannique par tranches de cinq ans, de 1990 à 2017 en Mt d’éq. CO2. Les émissions totales de GES ont augmenté en Colombie-Britannique, passant de 52 Mt d’éq. CO2 en 1990 à 62 Mt en 2017.

Production énergétique

Pétrole brut

  • En 2018, la Colombie-Britannique a produit 101,2 millions de barils par jour (Mb/j) de pétrole brut (condensats et pentanes plus compris) (figure 1). La production de pétrole brut de la Colombie-Britannique représente 2 % de la production canadienne totale, ce qui la place au quatrième rang, derrière l’Alberta, la Saskatchewan et Terre-Neuve-et-Labrador.
  • La production pétrolière de la Colombie-Britannique est composée exclusivement de pétrole léger, de condensats et de pentanes plus et provient principalement du nord-est de la province.
  • À la fin de 2018, on estimait les ressources restantes de pétrole brut de la Colombie-Britannique à 508 millions de barils.

Produits pétroliers raffinés

  • On trouve deux raffineries en Colombie-Britannique d’une capacité combinée de 67 kb/j : Prince George (Tidewater) 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. Le 1er novembre, Tidewater Midstream a complété l’achat de la raffinerie de Husky Energy.
  • 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 2018, la production de gaz naturel en Colombie-Britannique a atteint en moyenne 5,1 milliards de pieds cubes par jour (Gpi3/j) (figure 1), ce qui représentait 32 % 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 doubler sa production de gaz entre 2006 et 2018.
  • La formation de Montney s’étend du Nord-Est de la Colombie-Britannique jusqu’en Alberta. On estime que la partie en sol colombo-britannique renferme 400 mille milliards de pieds cubes (Tpi3) de gaz récupérable de qualité commerciale, dont 392 Tpi3 restants à la fin de 2018.
  • Les autres ressources gazières importantes de la province se trouvent dans les bassins des rivières Horn et Liard. Le potentiel total des ressources de gaz naturel récupérable de qualité commerciale de la Colombie-Britannique est estimé à 705 Tpi3, dont 671 Tpi3 restants à la fin de 2018.
  • En 2018, la production de LGN de la Colombie-Britannique extraite du pétrole brut, excluant les condensats et les pentanes plus, s’élevait à quelque 150 kb/j.

Électricité

  • En 2018, la Colombie-Britannique a produit 74,2 térawattheures (TWh) d’électricité (figure 2), ce qui correspond approximativement à 11 % de la production totale au Canada. La Colombie-Britannique vient au quatrième rang au pays à ce chapitre, avec une capacité de production de 18 286 mégawatts (MW).
  • BC Hydro produit la majeure partie de l’électricité en Colombie-Britannique. Des producteurs indépendants exploitent plusieurs centrales hydroélectriques plus petite taille ainsi que toutes les installations de transformation de la biomasse, les parcs éoliens et les installations solaires.
  • Environ 91 % de l’électricité produite en Colombie-Britannique provient de ressources hydroélectriques, qui ont une capacité de plus de 15 955 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, 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.
  • Le bassin du fleuve Columbia permet de produire plus de 40 % de l’électricité de la Colombie-Britannique En 1961, le Canada et les États-Unis ont signé le Traité du fleuve Columbia, qui encadre la gestion de l’écoulement des eaux et les inondations en aval aux États-Unis. Le Traité 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. Ces avantages prennent la forme d’énergie et de capacité qui peuvent être vendues à la valeur du marché.
  • La biomasse, qui repose surtout sur les déchets de la grande industrie forestière de la Colombie-Britannique, produit environ 5 % de l’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 de plus de 700 MW classe la Colombie-Britannique au quatrième rang au Canada à ce chapitre.
  • Les autres sources d’énergie comprennent le gaz naturel et le pétrole (utilisé dans les collectivités qui ne sont pas raccordées au réseau électrique) et l’énergie solaire.

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 (figure 4).
  • Le pipeline Trans Mountain achemine du pétrole brut et des produits pétroliers raffinés d’Edmonton, en Alberta, 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 devrait accroître la capacité du réseau à 890 kb/j. Il consiste en un doublement du pipeline existant, la construction d’un nouveau pipeline et à l’agrandissement du terminal maritime Westridge par l’ajout de deux nouveaux postes d’accostage. La construction du projet est en cours.
  • Au milieu de 2018, le gouvernement du Canada, par l’intermédiaire d’une filiale nouvellement créée de la Corporation de développement des investissements du Canada appelée Trans Mountain Corporation, s’est portée acquéreur du pipeline Trans Mountain existant de Kinder Morgan au coût de 4,5 milliard de dollars. La transaction comportait une option pour le projet d’agrandissement.
  • Le pipeline du Nord-Est de la Colombie-Britannique et de l’Ouest comprend le tronçon ouest, d’une capacité de 50 kb/j, qui achemine du pétrole brut de Taylor jusqu’à la raffinerie de Prince George, puis jusqu’à 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 la région de Fort Saskatchewan en Alberta par l’intermédiaire d’autres pipelines.
  • On trouve deux installations ferroviaires de déchargement de pétrole brut en Colombie-Britannique, toutes deux à Burnaby. La raffinerie Burnaby a la capacité de décharger environ 8 kb/j de pétrole brut. Au quatrième trimestre de 2018, de 5 à 10 % de sa charge d’alimentation en pétrole brut ont été livrés par train.

Gaz naturel

  • En général, le gaz naturel produit en Colombie-Britannique est livré aux centres de demande de la province par des pipelines exploités par Enbridge (BC Pipeline) (aussi connu sous le nom de Westcoast), FortisBC ou Pacific Northern Gas (« PNG »), acheminé vers l’Alberta et au-delà par TC Énergie (anciennement TransCanada), Nova Gas Transmission Limited (« NGTL ») ou Alliance Pipeline, ou exporté vers les États-Unis (figure 5).
  • Le réseau de NGTL prend de l’expansion pour acheminer les nouveaux approvisionnements depuis la formation de Montney dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique et le Nord-Ouest de l’Alberta. Le projet pipelinier North Montney a été approuvé par l’Office national de l’énergie (désormais la Régie de l’énergie du Canada) en mai 2018. Sa mise en service complète est prévue en 2020. L’agrandissement du pipeline North Montney achemine du gaz naturel depuis la région de North Montney jusqu’au réseau actuel de NGTL, et est raccordé aux installations de stockage de gaz d’Aitken Creek de Fortis, les plus grandes installations du genre en Colombie-Britannique.
  • En octobre 2019, TC Énergie a dévoilé son projet de livraison parcours ouest, un agrandissement des réseaux de NGTL et Foothills, afin d’accroître, d’ici la fin de 2022 ou en 2023, la capacité d’exportation de son réseau Gas Transmission Northwest (« GTN ») vers les marchés américains du nord-ouest sur le Pacifique.
  • TC Énergie a entrepris l’aménagement du pipeline Coastal GasLink (« CGL ») dans le but d’approvisionner les installations d’exportation de LNG Canada, à Kitimat. Dans une décision rendue le 26 juillet 2019, l’Office national de l’énergie 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 gaz naturel est exporté depuis la Colombie-Britannique vers Huntingdon, dans le Nord-Ouest des États-Unis sur le Pacifique, où le pipeline BC Pipeline d’Enbridge (Westcoast) rejoint le pipeline du nord-ouest de Williams, ou à Kingsgate, où le pipeline Foothills se raccorde au GTN. Le gaz produit en Colombie-Britannique peut aussi être exporté vers le Midwest américain en traversant l’Alberta et davantage par le truchement du pipeline Alliance ou du réseau de NGTL.
  • FortisBC distribue du gaz naturel à environ 1,2 million de clients établis dans 135 collectivités au moyen de plus de 2 800 km de canalisations. PNG dessert approximativement 42 000 clients dans un couloir qui s’étend de Summit Lake à Prince Rupert, et dans les régions de Fort St. John et de Dawson Creek. FortisBC et PNG Gas sont assujetties à la réglementation provinciale de la British Columbia Utilities Commission (« BCUC »).
  • FortisBC reçoit du gaz naturel renouvelable de cinq installations différentes. Ensemble, ces installations peuvent fournir jusqu’à 316 000 GJ de gaz, un volume suffisant pour chauffer 3 470 foyers pendant un an.
  • Le terminal d’exportation de propane de Ridley Island (« RIPET ») d’AltaGas, situé près de Price Rupert, est entré en service en mai 2019. Il s’agit du premier terminal maritime d’exportation de propane canadien; il exportera environ 40 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 de 600 kb.
  • Le terminal Prince Rupert de Pembina aura une capacité d’exportation initiale de 25 kb/j de gaz de pétrole liquéfié (« GPL ») lorsqu’il entrera en service durant la deuxième moitié de 2020. Un agrandissement a été annoncé, qui porterait sa capacité, si les autorisations réglementaires et environnementales sont accordées, à 40 kb/j. Le terminal sera principalement approvisionné par le complexe de fractionnement de Pembina à Redwater, en Alberta.

Gaz naturel liquéfié (« GNL »)

  • FortisBC exploite deux installations de GNL de petite taille : Tilbury, sur l’île du même nom, près de Vancouver, et Mt. Hayes, près de Ladysmith sur l’île de Vancouver.
  • En activité depuis 1971, Tilbury dessert les marchés locaux durant les périodes de pointe en hiver. Tilbury fournit également 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. Sa capacité de liquéfaction est d’environ 36 millions de pieds cubes par jour (Mpi3/j) et celle de stockage, de 1 625 millions de pieds cubes depuis l’agrandissement qui a été achevé en 2019. Tilbury exporte de petits volumes de GNL en Chine par bateaux depuis la fin de 2017.
  • 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. Elle a une capacité de liquéfaction de 7,5 Mpi3/j et de stockage, de 1 500 Mpi3.
  • Plusieurs autres usines de GNL, de plus petite taille, sont proposées près de Fort Nelson, en Colombie-Britannique, dont une par Ferus.
  • 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 délivré 28 licences d’exportation de gaz naturel pour des projets dans la province. À ce jour, LNG Canada est le seul projet d’exportation de GNL pour lequel les travaux de construction ont commencé.
  • Les installations d’exportation de LNG Canada à Kitimat sont actuellement en construction, la décision d’investissement finale ayant été annoncée en octobre 2018. Il s’agit d’une coentreprise entre Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi Corporation et KOGAS. La capacité de production initiale sera de 14 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié par année et proviendra des deux premières unités de transformation (trains) en service. La production pourrait être accrue en ajoutant deux autres unités dans l’avenir.
  • Le permis de construction et d’exploitation pour le projet Woodfibre LNG de Pacific Oil & Gas Limited a été accordé par la British Columbia Oil and Gas Commission (« BCOGC »). En septembre 2018, une entente producteur-acheteur d’une durée de 13 ans a été conclue entre Woodfibre et la société chinoise CNOOC Gas and Power Trading & Marketing Ltd. L’entente devrait entrer en vigueur en 2023.
  • Toutes les installations d’exportation de GNL relèveront principalement de la réglementation de la Colombie-Britannique, soit la BCOGC.

Électricité

  • En 2018, les exportations interprovinciales et internationales nettes d’électricité en Colombie-Britannique ont totalisé 0,2 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 l’ensemble de l’année, la Colombie-Britannique est généralement une exportatrice nette d’électricité, mais en raison de sa capacité d’acheter de l’électricité des États-Unis quand les prix sont plus bas et d’en vendre aux États-Unis quand ils sont plus élevés, ses importations surpassent ses exportations.
  • La Colombie-Britannique exploite environ 18 000 km de lignes de transport d’électricité et plus de 55 000 km de lignes de distribution. Quatre interconnexions raccordent son réseau à ceux de l’Alberta et des États Unis.
  • En avril 2019, les gouvernements canadien et colombo-britannique et BC Hydro ont annoncé une participation financière du fédéral dans le projet d’alimentation en électricité de la région de Peace. 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, en Colombie-Britannique. Il assurera ainsi une alimentation plus fiable dans la région.

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 Colombie-Britannique a totalisé 1 249 pétajoules (PJ). Le secteur industriel vient au premier rang pour la demande d’énergie (47 % de la demande totale), suivi des transports (28 %), du secteur résidentiel (14 %) et du secteur commercial (12 %) (figure 6). 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 automobile et le diesel, sont les combustibles les plus utilisés en Colombie-Britannique, avec une consommation de 450 PJ, ou 36 % de la demande totale. Suivent le gaz naturel, l’électricité et les biocombustibles avec 377 PJ (30 %), 229 PJ (18 %) et 189 PJ (15 %), respectivement (figure 7).
  • 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

  • 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. Moins de 10 % de l’essence automobile consommée dans la province est importée par bateau ou barge depuis le Nord-Ouest des États-Unis.
  • En réaction à la flambée des prix du carburant de transport à l’été 2019, la British Columbia Utilities Commission a mené une enquête publique sur les prix de gros et de détail de l’essence automobile et du diesel dans la province. Le 27 novembre 2019, le gouvernement a déposé, et adopté, la B.C. Fuel Transparency Act, ou projet de loi 42, qui obligent les sociétés 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.
  • Les données relatives à la demande de produits pétroliers raffinés en Colombie-Britannique ne sont pas disponibles pour 2018.

Gaz naturel

  • En 2018, la consommation de gaz naturel de la Colombie-Britannique a totalisé, en moyenne, 0,69 Gpi3/j, soit 6 % de la demande canadienne totale.
  • Le plus grand consommateur de gaz naturel a été le secteur industriel, avec 0,38 Gpi3/j en 2018. Les secteurs résidentiel et commercial ont consommé 0,19 Gpi3/j et 0,12 Gpi3/j, respectivement.

Électricité

  • En 2017, la consommation annuelle d’électricité par habitant en Colombie-Britannique s’est établie à 12,9 mégawattheures (MWh). La province arrive au huitième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui est 11 % sous la moyenne nationale.
  • En Colombie-Britannique, c’est le secteur industriel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2017 avec 28,4 TWh. Les secteurs résidentiel et commercial ont consommé 20,1 TWh et 14,9 TWh, respectivement. La demande d’électricité en Colombie-Britannique a augmenté d’environ 4 % depuis 2005.
  • On compte plus de 2 000 postes de charge publics pour les véhicules électriques en Colombie-Britannique.

Émissions de GES

  • En 2017, les émissions de GES de la Colombie-Britannique ont totalisé 62,1 mégatonnes (Mt) d’équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO2)Note de bas de page 1, en hausse de 20 % depuis 1990.
  • Les émissions par habitant de la Colombie-Britannique sont parmi les plus basses au Canada, à 12,6 tonnes d’éq. CO2, soit 36 % sous la moyenne nationale de 19,6 tonnes par habitant.
  • Les secteurs qui émettent le plus de GES en Colombie-Britannique sont les transports (37 % du total), le secteur pétrolier et gazier) (22 %) et les industries lourdes (fonderie, cimenterie et produits chimiques) (14 %) (figure 8).
  • En 2017, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier de la Colombie-Britannique ont totalisé 13,4 Mt d’éq. CO2. De ce total, 12,7 Mt étaient attribuables à la production, à la transformation et au transport, et 0,8 Mt découlaient du raffinage du pétrole et de la distribution du gaz naturel.
  • Environ 98 % de l’électricité produite en Colombie-Britannique provient de ressources renouvelables. En 2017, le secteur de l’énergie de la province a émis 0,2 Mt d’éq. CO2, soit 0,2 % 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.

Date de modification :