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Aperçu de la situation énergétique au Canada 2010 - Note d'information sur l'énergie

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Aperçu de la situation énergétique au Canada 2010 - Note d’information sur l’énergie - Juillet 2011 [PDF 1899 ko]

Droit d'auteur et droit de reproduction

Table des matières

Avant-propos

Observations

Énergie et économie canadienne

Pétrole brut et produits pétroliers

Gaz naturel

Électricité

Annexe 1 - Réserves établies estimatives de pétrole brut et de bitume au 31 décembre 2010 (en millions de mètres cubes)

Annexe 2 - Réserves de gaz naturel au Canada au 31 décembre 2010 (en milliards de mètres cubes)

Avant-propos

L'Office national de l'énergie (ONÉ ou Office) est un organisme de réglementation fédéral indépendant qui a pour raison d'être de promouvoir, dans l'intérêt public canadien^[1], la sûreté et la sécurité, la protection de l'environnement et l'efficience de l'infrastructure et des marchés énergétiques, en vertu du mandat conféré par le Parlement au chapitre de la réglementation des pipelines, de la mise en valeur des ressources énergétiques et du commerce de l'énergie.

[1] L'intérêt public englobe les intérêts de tous les Canadiens et Canadiennes; il s'agit d'un équilibre entre les intérêts économiques, environnementaux et sociaux qui change en fonction de l'évolution des valeurs et des préférences de la société.

Les principales responsabilités de l'Office consistent à réglementer la construction et l'exploitation des pipelines d'hydrocarbures interprovinciaux et internationaux, des lignes internationales de transport d'électricité et de lignes interprovinciales désignées. L'Office réglemente en outre les droits et tarifs des pipelines de son ressort, les importations et les exportations de gaz naturel, ainsi que les exportations de pétrole, de liquides de gaz naturel (LGN) et d'électricité. Il réglemente enfin l'exploration et la mise en valeur du pétrole et du gaz dans les régions pionnières et dans les zones extracôtières qui ne sont pas assujetties à des ententes de gestion provinciales ou fédérales.

L'Office surveille également les marchés de l'énergie et s'exprime sur les besoins normalement prévisibles du Canada, eu égard aux perspectives liées aux découvertes de pétrole et de gaz au pays^[2]. Dans le cadre de cette surveillance, l'Office publie périodiquement des évaluations de l'offre et de la demande sur les marchés de l'énergie et du gaz naturel au Canada. Ces évaluations traitent de nombreux aspects des marchés de l'énergie au Canada. Tous les ans, il prépare une revue des marchés énergétiques de l'année précédente, qu'il publie dans une évaluation du marché de l'énergie intitulée Aperçu de la situation énergétique au Canada. La présente évaluation résume les principaux événements qui ont marqué le secteur énergétique canadien en 2010.

[2] Cette activité s'inscrit dans le mandat de l'Office aux termes de la partie VI de la Loi sur l'Office national de l'énergie et de la décision GHR-1-87 de l'Office.

Quiconque souhaite utiliser le présent rapport dans une instance réglementaire devant l'Office peut le soumettre à cette fin, comme pour tout autre document public. Une partie qui agit ainsi adopte l'information déposée et pourrait devoir répondre à des questions portant sur cette information.

Le présent rapport ne fournit aucune indication quant à l'approbation ou au rejet d'une demande d'autorisation donnée. L'Office étudiera chaque demande en se fondant sur les documents qui lui seront soumis en preuve à ce moment.

Observations

• La croissance de l'économie canadienne en 2010 est illustrée par la progression de 3,1 % du produit intérieur brut (PIB).
• Dans l'ensemble, à l'échelle mondiale comme à l'échelle nord-américaine, la conjoncture s'est améliorée en 2010. Selon les estimations, la croissance réelle de l'économie mondiale durant la période a été de 3,8 %; aux États-Unis, cette croissance s'est élevée à 2,8 %. La question de la stabilité financière de la zone euro^[3] et celle de l'expansion économique aux États-Unis et en Chine ont lancé des signaux contrastés durant l'année.
• La mise en valeur des ressources des réservoirs étanches et des schistes a continué d'être le principal sujet de discussion en Amérique du Nord du côté de l'approvisionnement d'énergie. Au Canada, la production de ces deux sources d'énergie a représenté 36 % de la production intérieure totale de gaz, alors qu'elle était de 18 % en 2000.
• L'abondance de l'offre aux États-Unis et la diminution de la demande au Canada en 2010 ont maintenu les prix du gaz naturel en Amérique du Nord sous la moyenne annuelle de 2003 à 2008. Les prix actuels du gaz ont eu comme effet de freiner la hausse du prix de gros de l'électricité au Canada.
• Le prix moyen du pétrole a été de 79,48 $US le baril (WTI^[4]) en 2010, une hausse de 28 % par rapport au prix moyen dede 2009. Cette augmentation a contribué à l'intensification de l'exploitation des sables bitumineux et du forage dans les formations à faible perméabilité de l'Ouest canadien. La production intérieure de pétrole brut a progressé de 5,0 % durant l'année, alors que celle de pétrole brut synthétique a augmenté de 3,5 % durant la même période.
• Le ralentissement des opérations de forage en 2009 et 2010 attribuable aux prix du gaz naturel et la baisse de la demande de gaz canadien aux États-Unis ont entraîné une diminution de la production de gaz naturel.
• La baisse de la production hydroélectrique tient aux précipitations beaucoup plus basses durant l'année.
• La capacité de production d'énergie éolienne a augmenté de 21 % en 2010 pour atteindre 4 000 MW; elle représente désormais 3 % de la capacité totale de production d'électricité au Canada.
• La baisse de la production d'électricité s'est traduite par une diminution des exportations, principalement dans les provinces riches en ressources hydroélectriques. Les exportations de pétrole brut ont augmenté de 6,1 % en 2010, tandis que celles de gaz ont progressé de 0,2 % par rapport à 2009.

[3] Zone économique formée par les pays membres de l'Union européenne qui ont adopté l'euro comme monnaie.
[4] West Texas Intermediate

Énergie et économie canadienne

en 2010, le secteur de l'énergie a représenté 6,7 % du PIB du Canada, un pourcentage inchangé par rapport à 2009 (tableau 1).

Tableau 1 - Statistiques importantes sur l'énergie et l'économie

N'échappant pas à la tendance mondiale, le Canada a connu une reprise économique en 2010. Au cours de l'année, la situation s'est améliorée sur les marchés mondiaux, et les prix de la majorité des produits de base ont rebondi. Au Canada, on a assisté à une expansion de l'économie et à une croissance de l'emploi. Sous l'impulsion des dépenses des consommateurs et des entreprises, le PIB réel a augmenté de 3,1 % en 2010, alors qu'il avait fléchi de 2,5 % en 2009.

en 2010, les recettes tirées des exportations canadiennes d'énergie ont injecté 94 milliards de dollars dans l'économie, une hausse de 13 milliards de dollars par rapport à 2009. Les prix du pétrole brut ont commencé à monter à la fin de l'année.

Les recettes nettes tirées des exportations d'énergie en 2010 ont totalisé environ 53 milliards de dollars, une hausse de 13 % par rapport aux 47 milliards de dollars en 2009 (figure 1). Le pétrole brut, les produits pétroliers et les produits houillers ont généré 65 % des recettes nettes tirées des exportations en 2010, alors qu'ils représentaient 60 % en 2009 et 42 % en 2006.

Figure 1 - Recettes nettes d'exportation d'énergie, 2006-2010

Source : Statistique Canada

On estime que l'augmentation de la production intérieure d'énergie provenant du charbon, des produits pétroliers et de l'éolien a représenté 0,8 % de la hausse de la production totale en 2010. Ce résultat fait suite à deux années de baisse de la production (tableau 2).

Tableau 2 - Production d'énergie au Canada selon la source (en pétajoules)

	2006	2007	2008	2009	2010	Variation 2009-2010 (en %)
Produits pétroliers(b)	6 908	7 126	6 839	6 785	6 171(b)	5,7 %
Gaz naturel(c)	6 589	6 481	6 395	5 984	5 728	-4,3 %
Hydroélectricité	1 258	1 317	1 343	1 307	1 253	-4,1 %
Énergie nucléaire	1 184	1 098	1 131	1 089	1 088	-0,1 %
Charbon	1 419	1 506	1 490	1 361	1 468(b)	7,9 %
Énergie éolienne	9	10	14	24	26(b)	8,3 %
Autres(d)	527	584	575	543(b)	500(b)	-7,9 %
Total	17 895	18 123	17 786	17 094	17 233	-0,8 %
Variation annuelle (en %)	1,8 %	1,3 %	-1,9 %	-3,9 %	-0,8 %	--
(a) Comprennent le pétrole brut et les liquides de gaz naturel extraits aux usines à gaz, le bitume valorisé ou non et les condensats. (b) Estimations (c) Gaz naturel commercialisable (d) Comprennent les déchets de bois solides, la lessive de pâte épuisée, le bois et les autres combustibles servant à produire l'électricité. Sources : ONÉ, Statistique Canada, Ressources naturelles Canada

La consommation intérieure totale d'énergie secondaire^[5] a progressé d'environ 1 % en 2010, en raison surtout d'une augmentation de l'utilisation à des fins industrielles et de transport^[6]. Les températures hivernales plus clémentes ont fait baisser la consommation résidentielle d'énergie d'environ 8 % par rapport à 2009 (tableau 3).

[5] Énergie utilisée par les consommateurs finals à des fins résidentielles, agricoles, commerciales et industrielles, ainsi qu'à des fins de transport. (Site Web de Ressources naturelles Canada)
[6] La croissance s'explique en partie par la reprise économique qui a suivi la récession dede 2009.

Tableau 3 - Consommation d'énergie secondaire au Canada (en pétajoules)

	2006	2007	2008	2009	2010(a)	Variation 2009-2010 (en %)
Résidentiel(b)	1 335	1 439	1 461	1 419	1 313	-7,5 %
Secteur commercial	1 420	1 475	1 489	1 466	1 364	-7,0 %
Secteur industriel(b)(c)	4 998	5 273	5 061	4 803	4 950	-3,1 %
Transports	2 513	2 630	2 630	2 611	2 743	-5,1 %
Total	10 265	10 817	10 641	10 298	10 203	-0,7 %
Variation annuelle (en %)	-0,9 %	5,4 %	-1,6 %	-3,2 %	-0,7 %
(a)Estimations (b)Comprend la biomasse (bois et lessive de pâte) (c)Comprend la consommation sous forme d'énergie ou non des producteurs. Sources : ONÉ, Statistique Canada

Pétrole brut et produits pétroliers

Relativement aux deux années précédentes, les prix mondiaux du pétrole brut ont été plus stables en 2010. En Amérique du Nord, les prix WTI sont passés d'environ 82 $US le baril en janvier à 91 $US le baril en décembre, non sans fluctuations en cours de route. La demande mondiale de pétrole brut a augmenté de 3,3 % pour atteindre 553 Mm³/j (87,9 Mb/j) en 2010.

Demande de pétrole brut

Au Canada, la demande de pétrole était à la hausse en 2010, étant passée d'une moyenne estimative de 275 900 m³/j (1,74 Mb/j) à 284 400 m³/j (1,79 Mb/j). Il s'agit d'une progression de 3,1 % par rapport à 2009. En Ontario et au Canada atlantique, on a assisté à une augmentation de l'utilisation de pétrole brut léger importé et intérieur durant l'année. Au Québec, les importations de pétrole brut léger ont diminué alors que la consommation de pétrole brut léger intérieur était en hausse.

Offre de pétrole brut

L'augmentation des prix du pétrole, la faiblesse des prix du gaz naturel et les succès enregistrés grâce aux techniques de forage horizontal et de fracturation multiétages^[7] ont contribué à relancer l'activité dans les champs de pétrole classique du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (BSOC). en 2010, les activités de forage se sont intensifiées. Près de 60 % des puits forés (environ 5 600 puits) ciblaient le pétrole et les 40 % restants ciblaient le gaz naturel. Il s'agit d'un renversement de la tendance à long terme (figure 2). Le forage horizontal dans l'Ouest canadien, aussi bien pour le pétrole que pour le gaz, a atteint un nouveau sommet en 2010.

[7] Le forage horizontal et la fracturation multiétages sont deux techniques utilisées pour l'exploitation des formations schisteuses étanches. Ces techniques ont été mises au point aux États-Unis dans les zones gazières et sont utilisées avec succès depuis 2006 environ pour l'exploitation du shale bitumineux. La technologie à laquelle on a recours a permis d'augmenter de façon appréciable le taux de production des puits par rapport à la technique de forage de puits verticaux [p. ex., 7,95 m³/j (50 b/j) par rapport à 0,79 m³/j (5 b/j)].

Figure 2 - Nombre de puits forés dans l'Ouest canadien, 2001-2010

(a) Estimations

Source : Analyse par l'Office des données de Divestco Inc.

L'accroissement de l'activité pétrolière en 2010 a mis un terme à des reculs de 4 % à 5 % enregistrés ces dernières années dans la production de pétrole classique.

en 2010, les exploitants ont versé plus de 3,7 milliards de dollars pour l'achat de droits fonciers pour le gaz naturel, le pétrole et les sables bitumineux dans l'Ouest canadien, soit plus du double des dépenses engagées en 2009. Cette somme demeure néanmoins inférieure aux dépenses enregistrées en 2006 et 2008 (figure 3). De plus en plus, les exploitants en Alberta visent les droits sur les formations imperméables de pétrole, les réservoirs étanches de gaz riches en liquides et les schistes. Malgré l'augmentation des sommes consacrées à l'achat des droits, la superficie totale acquise s'approche de la moyenne des dix dernières années, soit 4,8 millions d'hectares.

Figure 3 - Dépenses pour les activités et l'achat de droits fonciers pour le pétrole, le gaz et les sables bitumineux dans le BSOC, 2001-2010

Source :Organismes de réglementation provinciaux

en 2010, les soumissions présentées visaient des travaux de plus de 111 millions de dollars pour les droits sur le pétrole et le gaz au large des côtes de Terre-Neuve. Dans le cas des Territoires du Nord-Ouest, les soumissions portaient sur des travaux de plus de 110 millions de dollars.

Production de pétrole brut

en 2010, la production estimative de pétrole brut canadien a été, en moyenne, de 450 453 m³/j (2,83 Mb/j), en hausse de 5 % par rapport à 2009. Selon les estimations, la production de brut lourd a augmenté de 10,2 %, alors que celle de brut léger avançait de 2,1 %. Le Canada se classe au septième rang mondial pour la production de pétrole brut.

Grâce à l'exploitation des sables bitumineux, l'Alberta est la province où la production de pétrole brut est la plus élevée. en 2010, il y a eu très peu de changements dans la distribution de la production totale de pétrole brut entre les provinces, par rapport à 2009 (figure 4).

Figure 4 - Production de pétrole brut et d'équivalents par province, en 2010

Source : Gouvernements des provinces productrices d'énergie et ONÉ

Le bitume non valorisé et le pétrole synthétique extraits des sables bitumineux représentent désormais environ 52 % de la production canadienne. Il s'agit d'une hausse de 2 % par rapport à l'année dernière (figure 5). L'annexe 1 renferme les estimations des réserves établies de pétrole brut et de bitume au 31 décembre 2010.

Figure 5 - Production de pétrole brut et d'équivalents par type, en 2010

Source : Gouvernements des provinces productrices d'énergie et ONÉ

Sables bitumineux

On estime à 12 milliards de dollars les dépenses en immobilisations liées aux sables bitumineux en 2010. La production de bitume brut (avant traitement) par extraction à ciel ouvert et récupération in situ a totalisé 255 800 m³/j (1,61 Mb/j), soit une hausse de 9,3 % par rapport à 2009. Quant à la production de bitume in situ, elle s'est accrue de 16,9 % à 120 200 m³/j (756 kb/j), et la quantité de bitume valorisé tiré de l'extraction à ciel ouvert a progressé de 3,4 % pour atteindre 135 600 m³/j (853 kb/j) (figure 6). La quasi-totalité de la production par extraction à ciel ouvert a été valorisée, tandis que 11 % de la récupération in situ l'a été en 2010. La production totale de pétrole brut synthétique s'est élevée à 125 800 m³/j (792 kb/j), ce qui représente une hausse de 3,5 % par rapport à 2009.

Figure 6 - Production de bitume brut, 2006-2010

Source : Energy Resources Conservation Board (ERCB)

Prix du pétrole brut

Les prix du pétrole WTI se sont maintenus, en moyenne, à environ 79 $US le baril en 2010, en hausse de 28 % comparativement à 2009 (figure 7). Au Canada, les prix pour le pétrole brut léger ont été, en moyenne, de 79 $ le baril, alors qu'ils se sont situés à 68 $ le baril pour le brut lourd. L'écart entre le pétrole léger et le pétrole lourd s'est beaucoup rétréci après l'effondrement des prix du pétrole brut, à la fin de 2008. À l'échelle mondiale, l'équilibre entre l'offre et la demande pour le pétrole brut lourd a été modifié alors que, simultanément, l'OPEP a réduit sa production et que les raffineries en Chine, au Moyen-Orient et aux États-Unis ont augmenté leur capacité de traitement. De juillet à décembre 2010, plusieurs facteurs au Canada ont contribué à accentuer l'écart entre le prix du pétrole léger et du pétrole lourd, notamment la rupture d'un gros oléoduc au Michigan (figure 8).

Figure 7 - Prix du pétrole WTI et du pétrole de la mer du Nord, 2006-2010

Source : Energy Information Administration

Figure 8 - Prix à l'exportation du brut léger et du brut lourd, 2006-2010

Source : ONÉ

Exportations et importations de pétrole brut

en 2010, les exportations de pétrole brut ont augmenté de 6.1 % par rapport à 2009 pour s'établir, en moyenne, à 309 224 m³/j (1,95 Mb/j). Les prix moyens à l'exportation du pétrole brut léger et du pétrole brut lourd ont été respectivement de 12 $ et de 9 $ le baril plus élevés environ que ceux de l'année précédente (figure 8). La valeur estimative des exportations de brut en 2010 a été de 51,9 milliards de dollars, comparativement à 42,8 milliards de dollars en 2009.

en 2010, on estime que les importations de pétrole brut ont totalisé 123 500 m³/j (776 kb/j). Quant aux importations, elles ont légèrement augmenté de 2009 à 2010; toutefois, les importations totales de pétrole brut ont diminué de 3,7 % par rapport à 2009 en raison de la réduction des importations de brut léger. La majorité des importations de pétrole brut au Canada proviennent de l'OPEP, de la mer du Nord et d'Amérique du Nord.

Le nombre de raffineries au Canada a diminué au cours des dix dernières années. À la fin de 2010, Shell a fermé sa raffinerie de Montréal. Durant l'année, le taux moyen d'utilisation des raffineries était d'environ 80 %, alors qu'il s'établissait à 77 % en 2009. Quant à la consommation de produits pétroliers raffinés au Canada, on l'estime à 284 200 m³/j (1,79 Mb/j), soit un accroissement de 7,5 % par rapport à 2009.

Exportations, importations et prix des principaux produits pétroliers^[8]

Le Canada est un exportateur net des principaux produits pétroliers. Les exportations de ces produits ont totalisé, selon les estimations, 59 900 m³/j (364 kb/j) en 2010; il s'agit d'une augmentation de 10,9 % comparativement à 2009. Les exportations ont surtout été destinées au marché de la côte Est des États-Unis (PADD I), le second marché en importance étant celui d'outre-mer.

[8] Les principaux produits pétroliers comprennent l'essence, les distillats moyens, le mazout lourd, le pétrole partiellement traité et le carburéacteur.

Selon les estimations, les recettes tirées des exportations des principaux produits pétroliers se sont chiffrées à 12,2 milliards de dollars en 2010. Il s'agit d'une augmentation de quelque 38 % par rapport aux 7,5 milliards de dollars encaissés en 2010.

Les prix de l'essence à la pompe au Canada ont varié selon la province et ont été, en moyenne, de 1,04 $ le litre. Cela représente une hausse de neuf cents le litre par rapport à 2009 (tableau 4).

Tableau 4 - rix du pétrole et des produits dérivés au Canada et dans le mond

Gaz naturel

Compte tenu de l'intégration des marchés canadien et américain du gaz naturel, diverses artères de transport interconnectées relient les nombreuses régions d'approvisionnement. Ainsi, des événements qui surviennent dans une région peuvent influer sur les prix dans d'autres. Les changements dans la demande dus aux conditions climatiques ou à d'autres facteurs, une nouvelle infrastructure pipelinière et des augmentations ou des interruptions de l'approvisionnement constituent des exemples d'événements du genre.

En 2010, on estime que la production de gaz naturel au Canada a diminué d'environ 3,4 % pour se situer à 412 900 m³/j (14,6 Gpi³/j). Aux États-Unis, au contraire, elle a augmenté de 5 % pour atteindre 1,67 Mm³/j (59,1 Gpi³/j), une production qui frôle la production record de 1,69 Mm³/j (59,5 Gpi³/j) enregistrée en 1973^[9]. Grâce à l'exploitation du gaz de schiste, les gains de production terrestre dans les États autres que l'Alaska et Hawaï ont largement effacé la diminution de la production dans le golfe du Mexique, où la tendance à la baisse à long terme s'est poursuivie.

[9] Energy Information Administration. Dry Natural Gas Statistique, (2011)

En 2010, le prix au comptant annuel moyen au carrefour Henry^[10] a connu une hausse de 12 %, à 4,37 $/MBTU; cela demeure toutefois bien en dessous du prix annuel moyen enregistré de 2003 à 2008 (figure 9).

[10] Principal carrefour où le prix de référence est établi pour le gaz naturel en Amérique du Nord. Il s'agit du point où sont fixés les prix à terme du gaz naturel transigé à la New York Mercantile Exchange. Il se trouve en Louisiane, au point d'intersection de nombreux gazoducs provenant de l'intérieur et de l'extérieur de l'État.

Figure 9 - Évolution des prix du gaz naturel en Amérique du Nord - Prix moyen sur trois jours au carrefour Henry

Source : GLJ Publications Inc.

À la fin dede 2010, le gaz naturel stocké surpassait la moyenne sur cinq ans, mais demeurait légèrement sous le niveau record enregistré en 2009 (figure 10).

Figure 10 - Évolution des stocks nord-américains de gaz naturel

Sources : Canadian Enerdata Ltd., estimations de l'ONÉ, Energy Information Administration

Demande de gaz naturel

Le gaz naturel représente environ le quart de toute l'énergie consommée au Canada. Selon les estimations, cette consommation a totalisé 225 Mm³/j (7,94 Gpi³/j) en 2010, une baisse de 2 % par rapport à 2009 (figure 11). Entraînée par la croissance économique, la consommation de gaz à des fins industrielles était en hausse, notamment dans les secteurs chimiques et de l'acier. La demande de gaz pour la production d'électricité a aussi augmenté durant l'année. On a toutefois observé un fléchissement de la consommation résidentielle et commerciale, attribuable à des températures clémentes durant l'hiver qui se sont traduites par un moins grand nombre de degrés-jours de chauffage.

Figure 11 - Consommation canadienne de gaz naturel et degrés-jours de chauffage

(a) Estimations
(b)Les degrés-jours de chauffage (DJC) forment un indice permettant de représenter la demande d'énergie nécessaire pour alimenter les foyers, les entreprises, etc. Les DJC correspondent au nombre total de degrés pour les jours d'une année où la température moyenne baisse sous 18,3 °C.

Sources : Statistique Canada, estimations de l'ONÉ, Association canadienne du gaz

Afin d'exploiter les sables bitumineux, en Alberta, on utilise du gaz naturel pour produire de l'électricité et de la vapeur. Cette dernière est utilisée dans la séparation du bitume in situ ainsi que dans la production d'hydrogène pour la valorisation du bitume dans des mélanges de brut synthétique. Selon les estimations pourde 2010, la consommation de gaz pour l'exploitation des sables bitumineux a totalisé 36,6 Mm³/j (1,3 Gpi³/j), ce qui représente une hausse de 8,7 % par rapport à 2009 (figure 12).

Figure 12 - Besoins annuels moyens en gaz naturel pour l'exploitation des sables bitumineux

(a) Estimations

Sources : ONÉ, ERCB

Offre de gaz naturel

La mise en valeur des ressources des réservoirs étanches et des schistes continue d'être le principal sujet de discussion en Amérique du Nord du côté de l'approvisionnement d'énergie. Au Canada, la production de ces deux sources d'énergie a représenté 36 % de la production intérieure totale de gaz en 2010 (34 % provenant des réservoirs étanches et 2 % du gaz de schiste) comparativement à 18 % en 2000. En plus de la diminution des frais d'exploitation des gisements découlant des percées technologiques, certaines zones, par exemple les réservoirs étanches de Montney, dans le nord-est de la Colombie-Britannique, ont une forte teneur en LGN. Cela accroît la rentabilité de la production, puisque les prix des LGN sont liés à ceux du pétrole et beaucoup plus élevés que ceux du gaz en termes d'équivalence énergétique.

Production de gaz naturel

en 2010, la production totale de gaz naturel au Canada a diminué par rapport à l'année précédente (figure 13). L'augmentation de la production de gaz provenant des réservoirs étanches et du gaz de schiste dans les gisements de Montney et de Horn River, respectivement, n'a pas suffi à annuler le recul de la production de gaz naturel classique. L'annexe 2 présente les réserves de gaz naturel au Canada au 31 décembrede 2010.

Figure 13 - Production canadienne de gaz naturel commercialisable, 2001-2010

(a) Estimations

Sources : Gouvernements des provinces et territoires producteurs d'énergie

Les importations de GNL au terminal Canaport, au Nouveau-Brunswick, ont été, en moyenne, de 5,78 Mm³/j (204 Mpi³/j) en 2010, légèrement en hausse par rapport à la moyenne dede 2009 qui s'établissait à 5,37 Mm³/j (190 Mpi³/j). Durant la période, le Canada a importé deux fois plus de GNL qu'en 2009; cette situation s'explique par le fait que le terminal Canaport est entré en service au milieu dede 2009. en 2010, 20 % des importations de GNL provenaient du Qatar, 76 % de Trinité-et-Tobago et 4 % du Pérou.

Prix du gaz naturel

Les prix mensuels de gros du gaz naturel canadien (intra-Alberta) ont fluctué tout au long de l'année et se sont situés à l'intérieur d'une fourchette de 3,13 $/GJ à 5,30 $/GJ. Le prix sur le marché nord-américain, au carrefour Henry, variait de 3,43 $US/MBTU à 5,83 $US/MBTU. Bien que plus élevés qu'en 2009, les prix sont demeurés inférieurs à la moyenne annuelle de la périodede 2003-2008 et relativement bas comparativement aux prix du pétrole brut.

Exportations et importations de gaz naturel

en 2010, les exportations de gaz naturel se sont élevées à 253 Mm³/j (8,94 Gpi³/j), une hausse de 0,2 % par rapport à 2009. Les exportations nettes pour l'année ont totalisé 69,9 Gm³ (2,47 Tpi³), en repli de 2 % comparativement à 2009 (figure 14). en 2010, les recettes tirées des exportations ont atteint 11,2 milliards de dollars, soit 4,8 % de moins qu'en 2009.

Figure 14 - Exportations et importations canadiennes mensuelles de gaz naturel

Source : ONÉ

Électricité

Selon les estimations de l'Agence internationale de l'énergie, la production totale d'électricité des pays membres de l'OCDE s'est élevée à 10 182 TWh en 2010. Il s'agit d'une augmentation de 3,4 % par rapport à 2009. La production sous toutes ses principales formes a augmenté dans l'ensemble des régions de l'OCDE, sauf en Amérique du Nord, où la production hydroélectrique a diminué de 2,7 %.

Le secteur canadien de l'électricité a montré des signes de reprise variés au cours dede 2010, si l'on considère que les ventes d'électricité ont progressé dans les principaux marchés provinciaux de l'électricité, que les prix de gros ont augmenté et que la capacité de production d'énergie éolienne a atteint un niveau sans précédent. Par contre, du côté de l'offre, la production hydroélectrique a été freinée par des précipitations moyennes nettement inférieures à la moyenne.

Demande d'électricité

Selon les estimations préliminaires de Statistique Canada, la demande totale d'électricité au Canada a repris de la vigueur en 2010, en comparaison à 2009 (tableau 5). D'après les données fournies par l'industrie, les ventes intérieures d'électricité au Québec et en Ontario ont progressé de 1,1 et 2,2 % respectivement, alors qu'en Alberta et en Colombie-Britannique, la croissance s'établissait à 2,6 % et 0,8 %. En Alberta, il s'agit de la plus forte croissance enregistrée dans cette province depuisde 2006. Cet essor s'explique par la solide demande du secteur industriel.

Tableau 5 - Offre et utilisation d'électricité (TWh)

Production d'électricité

en 2010, la production totale d'électricité au Canada a diminué de 1,6 % par rapport à 2009 (tableau 6). Ce recul s'explique par les précipitations inhabituellement faibles qui ont été enregistrées durant l'année. Il s'ensuit que la part de l'hydroélectricité dans la production totale d'électricité est passée de 62,5 % en 2009 à 61 % en 2010. Le Canada est le troisième producteur mondial d'hydroélectricité et n'est devancé que par la Chine et le Brésil.

Tableau 6 - Electricity Production (TW.h)

Après avoir connu un recul de 10 % en 2009, la production thermique a augmenté de 3,9 % en 2010. Elle occupe maintenant une part de 23 % du marché de l'électricité. Les travaux de remise à neuf des réacteurs nucléaires des centrales de Point Lepreau et de Bruce s'étant poursuivis, la production totale d'électricité grâce au nucléaire a légèrement fléchi par rapport au niveau dede 2009. Soutenue par les politiques gouvernementales et des mesures incitatives, la production d'énergie éolienne a connu une croissance formidable ces dernières années.

Augmentation de la capacité de production d'électricité

La capacité de production installée du Canada en 2010 approchait 134 000 MW à la fin de l'année. L'annéede 2010 a été marquée par une augmentation appréciable de la capacité de production d'énergie éolienne et des centrales alimentées au gaz et la diminution de la production au charbon. L'Alberta a intégré à son réseau électrique une capacité additionnelle de 270 MW, dont 214 MW proviennent de l'énergie éolienne. La dernière unité de production (capacité de 279 MW) de la centrale au charbon de Wabamun a été mise à la réforme en marsde 2010. Sask Power a annoncé une augmentation de 138 MW de sa capacité. Poursuivant l'application de son plan de retrait progressif de ses centrales au charbon d'ici 2014, l'Ontario a fermé des unités totalisant 1 730 MW en octobrede 2010. Cette perte a été partiellement neutralisée par la mise en service de deux centrales alimentées au gaz aux termes de contrats passés avec l'Office de l'énergie de l'Ontario. Il s'agit de la centrale de cogénération Thorold, d'une capacité de 236 MW, et de la centrale à cycles combinés de Halton, d'une capacité de 642 MW. Par ailleurs, les travaux de construction sur le cours inférieur de la rivière Mattagami ont commencé en juinde 2010. Une fois terminés, ils ajouteront une unité de production à chacune des centrales existantes de Little Long, Harmon et Kipling. Au terme de ce projet, en 2015, l'Ontario ajoutera une puissance de 438 MW à son réseau. Au Québec, Hydro-Québec a mis hors service une unité de production à la centrale de Tracy, ce qui a eu comme résultat de réduire légèrement sa capacité totale installée pour la porter à 36 671 MW à la fin de 2010.

La capacité installée de production d'énergie éolienne au Canada a augmenté de 690 MW, ou 21 % en 2010, pour atteindre 4 008 MW à la fin de l'année. L'Ontario, le Québec et l'Alberta sont les trois provinces ayant la plus grande capacité de production d'énergie éolienne.

Prix de l'électricité

Les consommateurs canadiens ont continué de bénéficier de prix de l'électricité relativement stables en 2010 (figure 15). Ces prix sont parmi les plus bas de tous les pays membres de l'OCDE. Dans certains marchés, notamment Edmonton et Charlottetown, les prix ont diminué. Les consommateurs des provinces riches en hydroélectricité sont moins soumis aux variations des prix des combustibles. Dans la plupart des cas, les prix pour les utilisateurs finals sont soumis à une réglementation qui tient compte des frais de production, de transport et de distribution.

Les prix moyens d'électricité pour les deux marchés de gros au Canada (Alberta et Ontario) sont habituellement rattachés aux prix des réseaux communs d'énergie américains adjacents respectifs. Toutefois, les conditions d'offre et de demande qui prévalent à l'échelle locale, de même que les contraintes relatives au transport peuvent parfois entraîner des écarts dans les prix.

Figure 15 - Prix de l'électricité dans le secteur résidentiel au Canada

Source : -Québec - Prix fondé sur les taux au 1^er avril 2009 et 2010 et une consommation mensuelle de 1 000 kWh

Les prix de gros de l'électricité sont demeurés bas au Canada en 2010. Le prix du réseau commun de l'Alberta s'est établi à 51 $/MWh au cours de l'année, une hausse de 6 % par rapport à 2009 (figure 16). La flambée des prix qui est survenue en mai a été provoquée par les contraintes en matière de transport et des interruptions de service d'unités de production au charbon qui a eu comme conséquence de réduire l'offre. En général, les prix de gros en Ontario sont plus bas que ceux de l'Alberta. Ils sont passés de 30 $/MWh en 2009 à 36 $/MWh en 2010.

Figure 16 - Prix de gros moyens pondérés de l'électricité en 2009 et 2010

Sources : System Operator, Société indépendante d'exploitation du réseau électrique de l'Ontario

Exportations et importations d'électricité

Traditionnellement, les exportations d'électricité ont représenté moins de 10 % de la production canadienne et sont venues principalement des provinces productrices d'hydroélectricité où les coûts sont relativement bas (figure 17). Les exportations ont diminué d'environ 14 % par rapport à 2009, ce qui illustre le peu d'excédent disponible à cette fin. En dépit des prix à l'exportation un peu plus élevés, 42 $/MWh en moyenne, les exportations réduites d'électricité ont généré des recettes de 2,0 milliards de dollars, comparativement à 2,4 milliards de dollars en 2009. Le volume des importations est demeuré presque inchangé par rapport à 2009, même si le prix moyen était plus bas, soit 32,12 $/MWh par rapport à 35,18 $/MWh en 2009. Les exportations moins fortes ont contribué à la baisse de l'excédent des échanges d'électricité que l'on évaluait à environ 1,4 milliard de dollars en 2010.

Figure 17 - Exportations et importations d'électricité

Source : ONÉ

Marge de réserve de la capacité de production d'électricité

À la fin dede 2010, on estimait que les marchés canadiens d'électricité - où les pointes surviennent généralement en hiver - avaient une marge de réserve suffisante. La North American Electric Reliability Corporation (NERC) prévoyait des marges de réserve pour les marchés canadiens de l'électricité plus élevées que ses marges de réserve de référence. En Alberta et en Colombie-Britannique, la marge de réserve se rapproche davantage de la marge de référence de la NERC que sur les autres marchés de l'électricité au Canada (tableau 7).

Tableau 7 - Estimations de la demande, des ressources et des marges de réserves à l'hiver 2010 au Canada

Annexe 1

Réserves établies estimatives de pétrole brut et de bitume au 31 décembre 2010
(en millions de mètres cubes)

Annexe 2

Réserves* de gaz naturel au Canada au 31 décembre 2010
(en milliards de mètres cubes)

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Date de modification :

2011-10-28