ARCHIVÉ – Aperçu de la situation énergétique au Canada 2014 - Note d’information sur l’énergie

Ce tableau livre des statistiques sur le secteur énergétique du Canada et l’économie canadienne. De 2013 à 2014, la contribution directe du secteur de l’énergie au produit intérieur brut (PIB) est demeurée relativement stable, à près de 10 %. Les recettes annuelles tirées des exportations d’énergie ont augmenté d’un peu plus de 15 milliards de dollars de 2013 à 2014, pour atteindre 128,7 milliards. Le prix moyen du brut WTI a reculé de près de 5 % durant la même période pour se situer à 93,26 $ US/b.

Ce diagramme à barres empilées présente les recettes nettes, en milliards de dollars, provenant des exportations selon les produits, de 2010 à 2014. En 2014, ces recettes nettes ont totalisé un peu plus de 85 milliards de dollars, et les principaux contributeurs ont été le pétrole brut et le bitume brut, dont les recettes se sont chiffrées à environ 70 milliards de dollars. Viennent ensuite le gaz naturel, l’électricité et les autres produits énergétiques, dont les recettes ont été, respectivement, d’environ 11 milliards, 2,3 milliards et 2,3 milliards. Pour ce qui est des produits pétroliers raffinés, la valeur des importations a surpassé celle des exportations de 0,45 milliard de dollars en 2014.

Ce tableau indique la production d’énergie au Canada de 2010 à 2014 selon la source, ce qui comprend le pétrole, le gaz naturel, l’hydroélectricité, l’énergie nucléaire, le charbon, les énergies éolienne, marémotrice et solaire, et les autres sources. Par rapport à 2013, on a observé, en 2014, une augmentation de la production d’énergie issue du pétrole, du gaz naturel, de l’énergie nucléaire et des autres sources, mais une diminution de celle tirée de l’hydroélectricité et des énergies éolienne, marémotrice et solaire. À noter que les estimations pour la production de charbon en 2014 ne sont pas disponibles; il n’est donc pas possible de calculer la production totale d’énergie au Canada en 2014.

Ce tableau dresse une synthèse de la consommation intérieure d’énergie secondaire selon les secteurs, soit résidentiel, commercial, industriel et transports, de 2010 à 2014. La consommation intérieure d’énergie était en hausse, en 2014, et a atteint 11 492 pétajoules. Pour la période allant de 2010 à 2014, la consommation d’énergie secondaire dans le secteur industriel n’a pas cessé d’augmenter.

En 2014, le nombre de puits forés dans l’Ouest du Canada a diminué par rapport à l’année précédente. En réaction à la baisse constante des prix du pétrole au deuxième semestre de 2014, les forages de puits ciblant le pétrole ont suivi la même tendance. On a observé une légère augmentation du nombre de puits ciblant du gaz naturel par rapport à 2013, les sociétés recherchant principalement des gisements riches en liquides de gaz naturel, dont les prix sont plus élevés et les revenus plus prometteurs.

Cette figure comporte deux diagrammes. Le diagramme en barres indique le nombre de puits forés dans l’Ouest canadien de 2005 à 2014. En 2014, un total de 7 864 puits ont été forés. De ce nombre, 25 % ciblaient du gaz et 73 % du pétrole. Les 2 % qui restent étaient des puits de service^{Note de bas de page 2}. En comparaison, on avait foré 24 068 puits en 2005 : 79 % ciblaient le gaz et 20 % le pétrole. La dernière tranche de 1 % était constituée de puits de service.

Les recettes des gouvernements provinciaux de l’Ouest canadien tirées des droits fonciers pour le pétrole ont enregistré une légère hausse en 2014 pour atteindre 1,1 milliard de dollars. Cette somme est bien en dessous de la moyenne des dix dernières années. Alors que les recettes diminuaient en Alberta, elles augmentaient en Colombie-Britannique et en Saskatchewan.

En 2014, l’Office Canada – Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (OCTLHE) a dévoilé les résultats des récents appels d’offres en vue d’engagements de travaux au large des côtes de Terre-Neuve. Dans la passe Flamande, trois sociétés ont déposé la soumission la plus élevée depuis que l’OCTLHE existe. Une soumission de près de 600 millions de dollars au total a été présentée pour une parcelle de 266 139 hectares. Deux autres soumissions totalisant 37 millions de dollars ont aussi été acceptées.

Un appel d’offres est actuellement en cours pour un territoire constitué de 11 parcelles totalisant 2 581 655 hectares. Le processus de l’OCTLHE prend fin le 12 novembre 2015.

Ce diagramme présente les recettes des gouvernements provinciaux tirées des droits pétroliers afin de permettre l’exploration pétrolière et gazière, aussi appelé « droits fonciers », de 2005 à 2014. En 2014, les recettes de l’Alberta au titre des droits fonciers pour les sables bitumineux se sont élevées à 4,7 millions de dollars; depuis 2009, elles ont été d’un peu moins de 50 millions. Au chapitre des droits pétroliers et gaziers en 2014, les recettes de l’Alberta ont atteint 489 millions de dollars, tandis qu’elles étaient de 198 millions en Saskatchewan et de 383 millions en Colombie-Britannique.

Cette figure résume les avoirs fonciers, en hectares, relatifs aux droits fonciers pour le pétrole et le gaz en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan, ainsi que pour les sables bitumineux en Alberta, de 2005 à 2014. Par rapport à 2013, on a noté, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan, une faible augmentation des activités liées aux droits fonciers pour le pétrole et le gaz en 2014, tandis qu’en Alberta, on constatait un ralentissement dans les trois secteurs.

En 2014, la production de pétrole brut au Canada a augmenté de 7,9 % par rapport à 2013, pour atteindre 0,60 million de mètres cubes par jour ou 3,75 millions de barils par jour en moyenne, selon les estimations. Cette croissance est en grande partie attribuable à l’augmentation de la production de pétrole tirée des sables bitumineux, notamment grâce à la mise en service de plusieurs nouveaux projets de récupération in situ, et à l’accroissement de la production de pétrole de réservoirs étanches dans le BSOC.

En 2014 également, on estime que la production de pétrole issue des sables bitumineux a totalisé 0,34 million de mètres cubes par jour (2,17 millions de barils par jour). La production de pétrole brut synthétique était en hausse de 2,0 %, par rapport à 2013, tandis que celle du bitume non valorisé augmentait de 20,0 % durant la même période.

En ce qui a trait à la production de pétrole au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador, elle affichait un recul de 5,8 % par rapport à 2013. Cette diminution s’explique par l’exécution de travaux d’entretien prévus dans le gisement Terra Nova et par une diminution normale de la production dans les champs en exploitation.

Cette figure est constituée de trois diagrammes. Le premier montre la progression constante de la production de pétrole brut au Canada de 2010 à 2014. Au cours de cette période, la production de brut est passée de 450,4 Mm³/j (2,83 Mb/j) à 597,4 Mm³j (3,75 Mb/j), une hausse de 33 %.

Le diagramme à secteurs indique le pourcentage de la production canadienne totale de pétrole et d’équivalents selon la province. En 2014, la production de l’Alberta a compté pour 77 % de la production canadienne. Elle est suivie de la Saskatchewan à 13,8 %. Viennent ensuite Terre-Neuve, le Manitoba, la Colombie-Britannique, les Territoires du Nord-Ouest et le Nunavut, la Nouvelle-Écosse et l’Ontario, dont la production a représenté, respectivement, 5,8 %, 1,3 %, 1,3 %, 0,3 %, 0,08 % et 0,04 % de la production canadienne.

Le dernier diagramme livre les volumes de production en 2014 selon le type de pétrole brut. Le bitume non valorisé venait au premier rang au chapitre de la production à 32,1 %, suivi du brut classique léger et du condensat à 30 %, du brut synthétique à 25,5 % et du lourd classique à 12,4 %.

Ce diagramme illustre la production de bitume brut de 2010 à 2014. En 2014, la production issue de l’extraction à ciel ouvert a totalisé 170,6 milliers de mètres cubes par jour (1,1 million de barils par jour), comparativement à 193,7 milliers de mètres cubes par jour (1,2 million de barils par jour) pour la récupération in situ et à 153,9 milliers de mètres cubes par jour (0,97 million de barils par jour) pour le bitume valorisé.

Ce diagramme présente deux cours de référence pour le pétrole brut léger, soit le WTI à Cushing, en Oklahoma, et le Brent (mer du Nord), de 2010 à 2014. En janvier 2014, le prix moyen du baril de WTI s’établissait à 94,62 $ US et celui du Brent à 108,12 $ US. En décembre, les cours étaient respectivement de 59,29 $ US et 62,34 $ US.

Les cours affichés pour deux repères de pétrole brut lourd, le Western Canadian Select (WCS), à Hardisty, en Alberta, et le pétrole Maya du Mexique de qualité comparable, sur la côte américaine du golfe du Mexique, étaient assez proches l’un de l’autre au début de 2010. Par la suite, en raison de problèmes d’accès aux marchés qu’a rencontrés le pétrole lourd de l’Ouest canadien, un écart a commencé à se creuser entre le prix du WCS et du Maya. En décembre 2013, cet écart était de 18,07 $ US le baril. Au cours de 2014, on a observé un rapprochement des deux prix. À mesure que les cours du pétrole baissaient, cet écart a régressé pour atteindre 9,28 $ US en décembre.

Ce diagramme illustre l’évolution des cours du pétrole WCS et du pétrole Maya de 2010 à 2014.

Cette figure renferme deux diagrammes. Le diagramme A) présente les exportations et importations canadiennes moyennes de pétrole brut de 2010 à 2014. En 2010, les exportations de pétrole ont totalisé 306,4 milliers de mètres cubes par jour (1,93 million de barils par jour) alors que les importations s’élevaient à 123,5 milliers de mètres cubes par jour (0,78 million de barils par jour). Les exportations nettes ont été de 182,9 milliers de mètres cubes de pétrole par jour (1,15 million de barils par jour). En 2014, le Canada a exporté 453,5 milliers de mètres cubes de pétrole par jour (2,85 millions de barils par jour) et en a importé 86,2 milliers de mètres cubes par jour (0,54 million de barils par jour). Les exportations nettes de pétrole ont donc été de 367,3 milliers de mètres cubes par jour (2,3 millions de barils par jour).

Le diagramme B) illustre les prix mensuels d’exportation de 2010 à 2014 pour le pétrole léger et le pétrole brut canadiens, ainsi que l’écart entre les deux, exprimés en dollars le baril. En 2014, le prix moyen à l’exportation du brut léger était de 99,94 $ CA et celui du brut lourd de 84,15 $ CA.

Ce tableau révèle les prix moyens de produits pétroliers canadiens en 2013 et 2014, soit l’essence, le diesel et le mazout de chauffage, ainsi que les cours du pétrole du mélange de brut léger canadien et de brut lourd canadien.

Ce diagramme livre les prix mensuels du gaz au carrefour Henry en dollars américains par million de BTU, de 2005 à 2014. Ces cours se sont établis, en moyenne, à 4,37 $ par MBTU en 2014, une hausse de 19 % par rapport au cours de 3,67 $ US en 2013. En 2014, les prix du gaz naturel sont demeurés à l’intérieur d’une fourchette de 3,65 $ US à 5,15 $ US par MBTU.

Les stocks de gaz naturel servent de mécanisme d’équilibrage du marché. Les stocks sont constitués durant l’été et utilisés en hiver, quand la demande pour le chauffage des locaux augmente. La période de mesure des stocks de gaz naturel s’étend d’avril à mars.

En 2014, les stocks de gaz naturel au Canada et aux États-Unis ont joué un rôle de premier plan pour alimenter le marché durant l’hiver 2013-2014, lorsque la demande a monté en flèche en raison des températures sous les normales. Cela a évidemment occasionné une baisse considérable des stocks. En février et mars, ces derniers sont descendus bien en deçà de la moyenne des cinq dernières années. Pendant le reste de l’année, les débits nécessaires pour reconstituer les stocks ont été supérieurs à la moyenne. Grâce à une production résiliente, les stocks étaient revenus à un niveau s’approchant de la moyenne des cinq dernières années en décembre.

Ce diagramme présente l’évolution des stocks de gaz naturel au Canada et aux États-Unis, en billions de pieds cubes. On y compare les stocks pour l’ensemble de l’exercice financier 2014-2015 et pour la période d’avril à décembre 2014, en plus de donner la moyenne et les niveaux maximum et minimum des cinq dernières années.

La consommation totale de gaz naturel au Canada a enregistré une hausse de 0,4 % en 2014 pour atteindre 245 millions de mètres cubes par jour (8,6 Tpi³/j).

Ce diagramme indique l’évolution de la consommation annuelle de gaz naturel de 2005 à 2014 selon les divers secteurs, soit résidentiel, commercial, industriel, ventes directes et autres.

Ce diagramme montre les degrés-jours de chauffage annuels au Canada, de 2005 à 2014. Les degrés-jours de chauffage constituent une façon d’illustrer la demande d’énergie nécessaire pour chauffer un bâtiment, en fonction de la température à l’extérieur. On définit les degrés-jours de chauffage par rapport à une température de base, soit la température extérieure au-dessus de laquelle il n’est pas nécessaire de chauffer un bâtiment. De 2005 à 2014, le nombre de degrés-jours de chauffage a fluctué de 3 762 à 4 305 par année.

Le gaz naturel sert à produire l’électricité et la vapeur nécessaires à l’exploitation des sables bitumineux en Alberta. La vapeur aide à la séparation du bitume in situ et à la production d’hydrogène employée pour valoriser le bitume et en faire du brut synthétique. Les achats totaux de gaz naturel aux fins de l’exploitation des sables bitumineux se sont chiffrés à 55,2 millions de mètres cubes par jour (1,95 milliard de pieds cubes) en 2014, soit une hausse de 18,2 % par rapport à l’année précédente.

Ce diagramme représente les achats de gaz naturel durant l’année selon le type d’opérations liées à l’exploitation des sables bitumineux, soit l’extraction à ciel ouvert et la valorisation, la récupération in situ et la cogénération, dont la cogénération pour l’extraction à ciel ouvert et la récupération in situ.

En 2014, la production de gaz naturel commercialisable canadien a augmenté de 4,5 % pour atteindre 416 millions de mètres cubes par jour (14,7 milliards de pieds cubes par jour). La production a continué d’être axée sur les gisements gaziers riches en liquides de l’Alberta et de la Colombie-Britannique. À l’extérieur de l’Ouest canadien, les installations Deep Panuke d’EnCana ont indiqué que la production avait été inférieure aux prévisions, à cause d’une infiltration d’eau dans le gisement. L’exploitation à cet endroit est actuellement arrêtée; la production saisonnière reprendra en octobre 2015.

Ce diagramme montre l’évolution de la production annuelle de gaz naturel commercialisable au Canada par province et territoire, de 2005 à 2014. La production totale a atteint 151,7 milliards de mètres cubes (5,4 billions de pieds cubes) en 2014.

Ce diagramme livre les exportations et les importations trimestrielles de gaz naturel au Canada en 2013 et 2014. Les barres représentent les exportations et les importations de gaz naturel ainsi que les importations de gaz naturel liquéfié (GNL). La courbe correspond aux exportations nettes, soit la différence entre les exportations et les importations. Les exportations nettes se sont chiffrées, en moyenne, à 147,8 millions de mètres cubes par jour (5,2 milliards de pieds cubes par jour) en 2014, en baisse de 0,6 % par rapport à 2013.

Ce tableau résume l’offre et l’utilisation d’électricité de 2010 à 2014.

Ce tableau résume la production d’électricité, selon la source, de 2010 à 2014. Par rapport à 2013, seule la production d’électricité à partir du nucléaire a augmenté en 2014. La production provenant de toutes les autres sources - hydroélectricité, énergies thermique, éolienne, marémotrice et solaire, et autres sources de production - était en baisse. Les données pour 2014 sont des estimations; elles devraient être revues à la hausse.

Ce diagramme compare les tarifs de l’électricité que les consommateurs de diverses villes au Canada devaient payer en 2013 et 2014. De façon générale, les tarifs ont augmenté par rapport à 2013, sauf à Calgary, Edmonton et St. John’s, où ils ont été à la baisse. Si l’on fait abstraction du Nord du Canada, c’est à Halifax que les tarifs d’électricité étaient les plus élevés en 2014, à 16,03 cents le kilowattheure. Suivent Charlottetown, à 15,24 cents le kWh, et Regina, à 13,95 cents le kWh. Montréal, Winnipeg et Vancouver ont continué d’afficher les tarifs les plus bas, soit respectivement de 7,06, 7,89 et 9,71 cents le kilowattheure. Les nouvelles données sur les tarifs d’électricité à Iqaluit, Yellowknife et Whitehorse indiquent des tarifs de 31,9, 30,9 et 15.5 cents le kWh respectivement en 2014. Aucune donnée n’était disponible pour ces endroits en 2013; il n’est donc pas possible d’établir de comparaison.

En 2014, le Canada a exporté 59,1 térawattheures d’électricité, soit 6 % de moins qu’en 2013, alors que les exportations ont atteint un sommet sans précédent. En règle générale, les provinces qui exportent des volumes élevés d’électricité sont celles où l’hydroélectricité prédomine.

En dépit de volumes plus faibles en 2014, les recettes d’exportation brutes ont augmenté de 20 %. Cette hausse est surtout survenue au premier trimestre de l’année, quand les températures ont été froides dans les principaux marchés d’exportation et que les prix du gaz étaient élevés. En 2014, les exportateurs canadiens touchaient 49,94 $ le mégawatt, comparativement à 39,30 $ en 2013.

Les importations d’électricité ont diminué entre 2010 et 2013. En 2014, toutefois, le Canada a importé 12,8 térawattheures d’électricité, soit une augmentation de 20 % par rapport à l’année précédente.

Ce diagramme à barres illustre les exportations annuelles d’électricité produite au Canada, les importations, les exportations nettes et les recettes d’exportation brutes de 2004 à 2014. À l’exception d’une légère diminution en 2014, les exportations nettes sont en hausse constante depuis 2010. Les recettes d’exportation brutes ont commencé à régresser en 2009 et sont demeurées relativement stables par la suite, jusqu’en 2012. Elles étaient toutefois en hausse en 2013 et 2014.