Voir la source de Énergie au Canada

{{Infobox Énergie (pays)
  |image=Syncrude mildred lake plant.jpg
  |légende=L'exploitation des [[sable bitumineux|sables bitumineux]] en [[Alberta]]
  |consommation année=2020
  |mesure=TJ
  |population=37600000
  |offre totale=12039000
  |consommation habitant = 
<!--    -->
  |agent charbon=442000
  |agent pétrole=4441000
  |agent produits pétroliers=-499000
  |agent gaz=4702000
  |agent nucléaire=1071000
  |agent hydro=1385000
  |agent géosolaire=147000
  |agent bois=556000
  |agent renouvelable=
  |agent électricité=-207000
<!--  2019  -->
  |demande totale=8605000
  |secteur industrie=1969000
  |secteur transport=2847000
  |secteur ménage=1482000
  |secteur service=1193000
  |secteur agriculture=292000
  |secteur pêche=
  |secteur résidentiel-tertiaire=
  |secteur non-énergétique=820000
<!-- GWh   -->
  |électricité année=2020
  |électricité total=640875
  |électricité charbon=31213
  |électricité pétrole=5136
  |électricité gaz=70884
  |électricité biomasse=9866
  |électricité déchet=317
  |électricité nucléaire=98211
  |électricité hydro=384745
  |électricité géothermie=
  |électricité solaire PV=4280
  |électricité solaire thermique=
  |électricité éolien=36100
  |électricité marémotrice=
  |électricité autres=123
<!-- PJ -->
  |combustible année=2020 - PJ
  |combustible pétrole=10881
  |combustible gaz=6488
  |combustible charbon=1026
  |combustible uranium=
  |combustible bois=569
  |réserve pétrole=
  |réserve gaz=
  |réserve charbon=
  |réserve uranium=
<!-- PJ  -->
  |import-export année=2020 - PJ
  |import électricité=35
  |import pétrole=1985
  |import gaz=832
  |import charbon=195
  |import uranium=
  |import bois=55
  |export électricité=242
  |export pétrole=8922
  |export gaz=2504
  |export charbon=801
  |export uranium=
  |export bois=68
  |source= [[Agence internationale de l’énergie]]<ref name="AIEBalC">{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tables?country=CANADA&energy=Balances&year=2020 Data and statistics - Canada : Balances 2020], [[Agence internationale de l'énergie]], octobre 2021.</ref>{{,}}<ref name="s-60" group="s">{{p.}}60-69</ref><br>NB : dans le bilan énergétique, l'agent « bois » comprend l'ensemble biomasse-déchets
}}

Le secteur de l''''énergie au [[Canada]]''' est caractérisé par l'abondance de ses ressources et la proximité immédiate d'un marché naturel : les [[États-Unis]]. Le Canada était en 2019 le {{6e|producteur}} d'énergie au monde, avec 3,6 % de la production mondiale et le {{7e|producteur}} d'électricité en 2022 avec une part de 2,3 %. Sa production d'électricité est tirée en majorité (68,3 % en 2022) des énergies renouvelables, en particulier de l'hydraulique (60,4 %) et de l'[[énergie éolienne]] (5,7 %) ; le nucléaire fournit 13,1 % et les combustibles fossiles 17,9 % (gaz naturel : 12,3 %, charbon : 5,2 %). L'électricité contribue pour 22,2 % à la consommation finale d'énergie du pays en 2019.

Le Canada était en 2022 le {{2e|producteur}} mondial d'[[uranium]] avec 15 % de la production mondiale ; il figure également en 2022 parmi les plus grands producteurs d'[[hydroélectricité]] ({{3e|rang}}), d'électricité nucléaire ({{6e|rang}}), de [[pétrole]] ({{4e|rang}}), de [[gaz naturel]] ({{5e|rang}}) et de [[charbon]] ({{15e|rang}}). Ses réserves de pétrole sont les troisièmes au monde (10,8 % du total mondial), mais sont constituées à 97,2 % de [[sables bitumineux]].

Les [[Canadiens (peuple)|Canadiens]] sont de gros consommateurs d'énergie primaire : {{unité|367,8 GJ}}/habitant en 2022, soit 4,9 fois la moyenne mondiale ; ils dépassent même à cet égard leurs voisins américains ({{unité|283,5 GJ}}/hab), avec qui ils forment le plus grand marché commun énergétique au monde. Le Canada envoie vers les États-Unis 95 % de ses exportations de pétrole et la totalité de celles de gaz. Il exporte aussi des quantités significatives d'uranium et de charbon en [[Asie]], en [[Europe]] et en [[Amérique latine]].

Bien qu'il soit un [[exportation|exportateur]] net d'énergie, le Canada [[importation|importe]] aussi de grandes quantités de combustibles fossiles. Il est à la fois fournisseur et client sur les marchés mondiaux du charbon, du pétrole et du gaz naturel en raison de la distance qui sépare les principaux gisements, dans l'[[ouest du Canada]], des principaux centres de consommation, concentrés en [[Ontario]] et au [[Énergie au Québec|Québec]], dont les [[raffinerie de pétrole|raffineries]] ne peuvent traiter les [[sable bitumineux|sables bitumineux]] qui constituent aujourd'hui la plus grande partie de la production canadienne. Le Canada exporte également de l'électricité vers les États-Unis.

L'exploitation des [[sables bitumineux de l'Athabasca]] crée de graves pressions sur l'[[environnement]] et a fait du Canada l'un des plus grands émetteurs de [[gaz à effet de serre]] par habitant : les émissions de {{CO2}} liées à l'énergie atteignaient au Canada {{unité|15,19 tonnes}} de {{CO2}} par habitant en 2019, soit 3,5 fois la moyenne mondiale et 5 % au-dessus de celles des États-Unis.

== Vue d'ensemble ==
{| class="wikitable"
! colspan="7" align="center" style="background-color: #cfb;" | Principaux indicateurs de l'énergie au Canada<ref name="AIEBalC"/>
|- bgcolor="#cfb" align="center"
| 
| '''Population'''<ref name="s-60" group="s"/>
| '''Consommation'''<br />'''énergie primaire'''
| '''Production'''
| '''Exportation'''<br />'''nette'''
| '''Consommation'''<br />'''électricité'''
| '''Émissions'''<br />'''de {{CO2}}'''<ref name="s-60" group="s"/>
|- style="background-color: #cfb;" align="center"
| Année
| Million
| PJ
| PJ
| PJ
| TWh
| Mt {{CO2}}éq
|- align="right"
| align="left" | 1990 || 28 || {{formatnum:8846}} || {{formatnum:11575}} || {{formatnum:2484}} || 448 || 420
|- align="right"
| align="left" | 2000 || 31 || {{formatnum:10620}} || {{formatnum:15696}} || {{formatnum:5346}} || 523 || 516
|- align="right"
| align="left" | 2010 || 34 || {{formatnum:10918}} || {{formatnum:16680}} || {{formatnum:6014}} || 530 || 529
|- align="right"
| align="left" | 2011 || 34 || {{formatnum:11163}} || {{formatnum:17301}} || {{formatnum:6245}} || 544 || 537
|- align="right"
| align="left" | 2012 || 35 || {{formatnum:11251}} || {{formatnum:17871}} || {{formatnum:6633}} || 537 || 534
|- align="right"
| align="left" | 2013 || 35 || {{formatnum:11478}} || {{formatnum:18741}} || {{formatnum:7401}} || 554 || 542
|- align="right"
| align="left" | 2014 || 36 || {{formatnum:11781}} || {{formatnum:19631}} || {{formatnum:7698}} || 559 || 544
|- align="right"
| align="left" | 2015 || 36 || {{formatnum:11718}} || {{formatnum:19781}} || {{formatnum:7866}} || 543 || 542
|- align="right"
| align="left" | 2016 || 36 || {{formatnum:12162}} || {{formatnum:20306}} || {{formatnum:8302}} || 538 || 541
|- align="right"
| align="left" | 2017 || 36,5 || {{formatnum:12664}} || {{formatnum:21625}} || {{formatnum:8973}} || 522 || 548
|- align="right"
| align="left" | 2018 || 37 || {{formatnum:12844}} || {{formatnum:22514}} ||{{formatnum:9495}} || 528 || 573
|- align="right"
| align="left" | 2019 || 37,6 || {{formatnum:12795}} || {{formatnum:22424}} ||{{formatnum:9627}} || 564,6 || 571
|- align="right"
| align="left" | variation<br />1990-2019 || +34 % || +45 % || +94 % || +288 % || +26 % || +36 %
|}

== Comparaisons internationales ==
L'[[Agence internationale de l'énergie]] et l'[[Energy Institute]] classent le Canada parmi les dix premiers pays du monde pour plusieurs indicateurs :
{| class="wikitable" 
|+ '''Place du Canada dans les classements mondiaux'''
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
| '''Source d'énergie'''
| '''indicateur'''
| '''rang'''
| '''année'''
| '''quantité'''
| '''unité'''
| '''% monde'''
| '''commentaires'''
|- 
|scope="row" rowspan="2" | Pétrole brut
|Production<ref name="e-16" group="e"/>
| {{4e}}
| 2022
|align="right"| 274
| Mt
|align="right"| 6,2 %
|{{1er}} : États-Unis (17,2 %), {{2e}} : Arabie saoudite (13 %), {{3e}} : Russie (12,4 %)
|- 
|Exportation nette<ref name="e-27" group="e">{{p.}}27</ref>
| {{4e}}
| 2022
|align="right"| 176,6
| Mt
|align="right"| 8,3 %
| {{1er}} : Arabie saoudite ({{unité|363,9 Mt}}), {{2e}} : Russie ({{unité|264,6 Mt}}), {{3e}} : Irak ({{unité|191 Mt}})
|- 
|scope="row" rowspan="2" | Gaz naturel
|Production<ref name="e-31" group="e"/>
| {{5e}}
| 2022
|align="right"| 185
| Mds m{{3}}
|align="right"| 4,6 %
| {{1er}} : États-Unis (24,2 %), {{2e}} : Russie (15,3 %), {{3e}} : Iran (6,4 %), {{4e}} : Chine (5,5 %)
|- 
|Exportation brute<ref name="e-38" group="e"/>
| {{6e}}
| 2022
|align="right"| 82
| Mds m{{3}}
|align="right"| 6,5 %
| {{1er}} : États-Unis (14,8 %), {{2e}} : Russie (13,1 %)
|- 
|scope="row" rowspan="1" | Charbon
|Exportation brute<ref name="e-41" group="e"/>
| {{7e}}
| 2022
|align="right"| 0,97
| EJ
|align="right"| 3,0 %
| {{1er}} : Indonésie (28,3 %), {{2e}} : Australie (25,8 %), {{3e}} : Russie (16,5 %)
|- 
|scope="row" rowspan="2" | Électricité
|Production<ref name="e-53" group="e"/>
| {{7e}}
| 2022
|align="right"| 659,6
| TWh
|align="right"| 2,3 %
| {{1er}} : Chine (30,3 %), {{2e}} : États-Unis (15,6 %)
|- 
|Exportation nette<ref name="AIEélec"/>
| {{1er}}
| 2020
|align="right"| 57,6
| TWh
|align="right"| 7,8 %
| {{2e}} : France ({{unité|45 TWh}})
|- 
|Production d'électricité par source<ref name="s-31" group="s">{{p.}}31</ref>
|Renouvelables
| {{4e}}
| 2020
|align="right"| 427
| TWh
|align="right"| 6,1 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|2015 TWh}}), {{2e}} : États-Unis ({{unité|767 TWh}}), {{3e}} : Brésil ({{unité|515 TWh}})
|- 
|scope="row" rowspan="3" | Nucléaire
|Production d'électricité<ref name="e-53" group="e"/>
| {{6e}}
| 2022
|align="right"| 659,6
| TWh
|align="right"| 3,2 %
| {{1er}} : États-Unis (30,3 %), {{2e}} : Chine (15,6 %), {{3e}} : France (11 %)
|- 
|Puissance installée<ref>{{en}} [https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/OperationalReactorsByCountry.aspx IAEA - PRIS - Operational Reactors], [[AIEA]], 12/08/2023.</ref>
| {{6e}}
| 2023
|align="right"| 13,6
| GW
|align="right"| 3,7 %
| {{1er}} : États-Unis ({{unité|95,8 GW}}), {{2e}} : France ({{unité|61,4 GW}}), {{3e}} : Chine ({{unité|53,2 GW}})
|- 
|% nucléaire/élec*<ref>{{en}} [https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/NuclearShareofElectricityGeneration.aspx IAEA - PRIS - Nuclear Share of Electricity Generation in 2022], [[AIEA]], 12/08/2023.</ref>
| {{19e}}
| 2022
|align="right"| 12,9
| %
|align="right"| 
| {{1er}} : France (62,6 %), {{2e}} : Slovaquie (59,2 %), ... {{16e}} : États-Unis (18,2 %)
|- 
|scope="row" rowspan="2" | Hydroélectricité
|Production<ref name="e-53" group="e"/>
| {{3e}}
| 2022
|align="right"| 398,4
| TWh
|align="right"| 9,2 %
| {{1er}} : Chine (30,1 %), {{2e}} : Brésil (9,9 %)
|- 
|Puissance installée<ref>{{en}} [https://indd.adobe.com/view/92d02b04-975f-4556-9cfe-ce90cd2cb0dc 2023 World Hydropower Outlook] (pages 69-70), Association internationale de l'hydroélectricité (IHA), juin 2023.</ref>
| {{4e}}
| 2022
|align="right"| 83,3
| GW
|align="right"| 6,0 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|414,8 GW}}), {{2e}} : Brésil ({{unité|109,8 GW}}), {{3e}} : États-Unis ({{unité|102 GW}})
|- 
|scope="row" rowspan="2" | Énergie éolienne
|Production d'électricité<ref name="e-47" group="e"/>
| {{9e}}
| 2022
|align="right"| 37,5
| TWh
|align="right"| 1,8 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|762,7 TWh}}), {{2e}} : États-Unis ({{unité|439,2 TWh}}), {{3e}} : Allemagne ({{unité|125,3 TWh}})
|- 
|Puissance installée<ref>{{Ouvrage|format=pdf|langue=en |titre=Global Wind Report 2023|url=https://gwec.net/globalwindreport2023/#download |éditeur=Global Wind Energy Council (GWEC)|date=avril 2023 |passage=102}}</ref>
| {{9e}}
| 2022
|align="right"| 15,3
| GW
|align="right"| 1,7 %
| {{1er}} : Chine ({{unité|365,4 GW}}), {{2e}} : États-Unis ({{unité|144,2 GW}})
|- 
! colspan="8" |<small>* % source (nucléaire, éolien)/total production d'électricité</small>
|}

== Production d'énergie primaire ==
Le Canada était en 2019 le {{6e|producteur}} d'énergie du monde avec {{unité|22424 PJ}}, soit 3,6 % du total mondial<ref name="s-60" group="s"/>.

{| class="wikitable"
|+ Production d'énergie primaire au Canada par source ([[Pétajoule|PJ]])
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | '''Source'''
 | '''1990'''
 | ''%''
 | '''2000'''
 | ''%''
 | '''2010'''
 | ''%''
 | '''2015'''
 | '''2020'''
 | '''''% 2020'''''
 | '''var.<br />2020/1990'''
|- align="right"
|align="left"| Charbon || {{formatnum:1588}} || ''13,7'' || {{formatnum:1441}} || ''9,2''|| {{formatnum:1421}} || ''8,5'' || {{formatnum:1292}} || {{formatnum:1026}} || '''''4,8 %''''' || '''-35 %'''
|- align="right"
|align="left"| Pétrole || {{formatnum:3942}} || ''34,3'' || {{formatnum:5377}} || ''34,3''|| {{formatnum:6999}} || ''42,0'' || {{formatnum:9475}} || {{formatnum:10881}} || '''''50,5 %''''' || '''+176 %'''
|- align="right"
|align="left"| Gaz naturel || {{formatnum:3709}} || ''32,0'' || {{formatnum:6212}} || ''39,6''|| {{formatnum:5419}} || ''32,5'' || {{formatnum:5826}} || {{formatnum:6488}} || '''''30,1 %''''' || '''+75 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Ss-total fossiles''' || '''{{formatnum:9238}}''' || ''79,8'' || '''{{formatnum:13029}}''' || ''83,0''|| '''{{formatnum:13839}}''' || ''83,0'' || '''{{formatnum:16593}}''' || '''{{formatnum:18395}}''' || '''''85,3 %''''' || '''+99 %'''
|- align="right"
|align="left"| Nucléaire || 812 || ''7,0'' || 794 || ''5,1''|| 989 || ''5,9'' || {{formatnum:1111}} || {{formatnum:1071}} || '''''5,0 %''''' || '''+32 %'''
|- align="right"
|align="left"| Hydraulique || {{formatnum:1068}} || ''9,2'' || {{formatnum:1291}} || ''8,2''|| {{formatnum:1265}} || ''7,6'' || {{formatnum:1376}} || {{formatnum:1385}} || '''''6,4 %''''' || '''+30 %'''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse-déchets || 456 || ''3,9'' || 581 || ''3,7''|| 553 || ''3,3'' || 593 || 569 || '''''2,6 %''''' || '''+25 %'''
|- align="right"
|align="left"| Éolien, solaire || 0,1 || ns || 1 || ''0,01''|| 34 || ''0,2'' || 109 || 147 || '''''0,7 %''''' || ns
|- align="right"
|align="left"| '''Total [[Énergie renouvelable|EnR]]''' || '''{{formatnum:1524}}''' || ''13,2'' || '''{{formatnum:1873}}''' || ''11,9''|| '''{{formatnum:1852}}''' || ''11,1'' || '''{{formatnum:2078}}''' || '''{{formatnum:2101}}''' || '''''9,7 %''''' || '''+38 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total''' || '''{{formatnum:11575}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:15696}}''' || ''100''|| '''{{formatnum:16680}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:19781}}''' || '''{{formatnum:21567}}''' || '''''100 %''''' || '''+86 %'''
|-
| colspan="11" |<small>Source des données : [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="AIEBalC"/></small>
|}

== Énergie fossile ==
=== Pétrole ===
==== Histoire du pétrole au Canada ====
Il a fallu plus d'un siècle avant que l'industrie pétrolière canadienne connaisse un véritable départ. Le Canada se targue d'avoir exploité le premier puits commercial au monde, à [[Petrolia (Ontario)|Petrolia]], dans le sud-ouest de l'[[Ontario]] en 1858, mais le potentiel pétrolier de l'[[Alberta]] est mis en valeur depuis le début du {{s-|XX|e}}. Un premier grand champ pétrolifère, celui de [[Turner Valley (Alberta)|Turner Valley]], est exploité à compter des [[années 1920]]{{sfn|Gray|2000|p=2|loc=|id=}}.

La découverte d'un important gisement de pétrole à [[Leduc (Alberta)|Leduc]] en {{date-|février 1947}} – une municipalité rurale située à une cinquantaine de kilomètres au sud-est d'[[Edmonton]] – arrive à point nommé pour le Canada. Au sortir de la [[Seconde Guerre mondiale]], la consommation de pétrole est en pleine croissance, en raison du développement du [[transport routier]].

À cette époque, le [[houille|charbon]] constituait plus de la moitié de toute l'[[énergie primaire]] consommée au Canada, alors que le pétrole et le gaz ne répondaient qu'au tiers des besoins énergétiques. La production de pétrole domestique ne comblait que 11 % de la demande des [[raffinerie de pétrole|raffineries]] canadiennes, le reste étant importé{{sfn|Gray|2000|p=1|loc=|id=}}.

===== Leduc et les premiers pipelines =====
[[Image:Leduc oil.jpg|thumb|left|upright=0.8|Le puits Leduc #1.]]
La découverte de Leduc entraîne une augmentation marquée de la prospection et des nouvelles découvertes, mais le pétrole de l'Alberta ne pourra être commercialisé à une grande échelle à moins qu'il puisse être transporté à coût modique vers les places de raffinage. En 1949, le gouvernement de [[Louis St-Laurent]] fait adopter la ''Loi sur les pipelines'', qui s'inspire largement de la ''Loi sur les chemins de fer''.

La nouvelle loi, adoptée à la veille d'une [[élection fédérale canadienne de 1949|élection fédérale]], établit un cadre légal balisant la construction et l'exploitation des [[oléoduc]]s et [[gazoduc]]s interprovinciaux et internationaux qui relieront les gisements et les lieux de transformation. Parmi les premiers à saisir l'occasion, la société américaine [[Imperial Oil]] commence la construction d'un oléoduc de {{unité|720|km}}, l’''Interprovincial Pipeline'', reliant Edmonton à [[Regina]]{{sfn|Gray|2000|p=2-3|loc=|id=}}.

Reste maintenant à déterminer le tracé de l'[[oléoduc]] pour atteindre les raffineries de l'Ontario. Afin de réduire les coûts, on envisage de transporter le brut jusqu'au [[lac Supérieur]], où il serait chargé sur des [[pétrolier]]s et acheminé au centre [[pétrochimie|pétrochimique]] de [[Sarnia (Ontario)|Sarnia]]. Deux tracés s'affrontent. D'un côté, Imperial Oil, le propriétaire du pipeline, fait la promotion d'un tracé en ligne droite qui rejoint le lac Supérieur, à [[Superior (Wisconsin)|Superior]], dans le nord du [[Wisconsin]]. De l'autre, l'opposition [[Parti progressiste-conservateur du Canada|conservatrice]] au [[Parlement du Canada|Parlement]] revendique, au nom d'un [[Patriotisme économique|nationalisme énergétique]] canadien, la construction d'un oléoduc entièrement en sol canadien, qui aurait Port-Arthur (aujourd'hui [[Thunder Bay (Ontario)|Thunder Bay]]) pour terminus.

Le problème est épineux pour [[Clarence Decatur Howe|C.D. Howe]], député de Port-Arthur et « ministre de tout » dans les gouvernements de [[William Lyon Mackenzie King]] et de Saint-Laurent. Howe et le gouvernement acceptent la proposition d'Imperial et le pétrole commence à s'écouler dans le pipeline de {{unité|1840|km}} dès {{date-|décembre 1950}}, juste à temps pour alimenter la croissance substantielle de l'[[Économie du Canada|économie canadienne]] au cours de la période 1951-1956{{sfn|Norrie|Owram|Emery|2008|p=374|loc=|id=}}. Le pipeline TransMountain, reliant Edmonton, [[Vancouver]] et les raffineries de [[Puget Sound]], dans l'[[Washington (État)|État de Washington]] est inauguré en 1954.

Compte tenu du débat houleux à la Chambre des communes au sujet de la construction du gazoduc Trans-Canada en 1956, l'élite politique canadienne, tant libérale que conservatrice, arrive à la conclusion que le développement du secteur pétrolier au Canada serait mieux servi par un tribunal administratif, qui désamorcerait le caractère explosif de ces questions. La [[Commission royale d’enquête sur les perspectives économiques du Canada|commission Gordon]], mise sur pied par les [[Parti libéral du Canada|libéraux]], arrive à cette conclusion dès 1957, mais le nouveau premier ministre, [[John Diefenbaker]], décide plutôt de confier le dossier de la réglementation de cette industrie à un groupe dirigé par l'homme d'affaires [[Henry Borden]], un conservateur.

===== Office national de l'énergie =====
Malgré ses ressources pétrolières connues et sa capacité de production — qui augmente de {{formatnum:300000}} à {{unité|437000|[[baril]]s par jour}} entre 1955 et {{date-|mai 1957}} en raison de la [[crise du canal de Suez|crise de Suez]] —, le Canada demeure un importateur net de pétrole. La rareté de l'infrastructure de transport entre régions productrices et consommatrices ne permet pas de développer les deux tiers du potentiel{{sfn|Gray|2000|p=9|loc=|id=}}.

L'année suivante, la production albertaine redescend sous les {{unité|300000|barils}} et deux visions contradictoires s'affrontent. D'une part, les producteurs indépendants canadiens, menés par la compagnie [[Home Oil]] et appuyés du [[Premier ministre de l'Alberta|premier ministre albertain]], [[Ernest Manning]], militent pour l'approvisionnement des raffineries de [[Montréal]] avec la construction d'un oléoduc qui aurait acheminé {{unité|200000|barils par jour}} en 1960, pour augmenter a {{unité|320000|barils}} en 1965{{sfn|Doern|Toner|1985|p=78|loc=|id=}}.

Le projet aurait eu l'avantage de sécuriser l'accès au marché domestique pour les producteurs indépendants canadiens afin d'écouler un plus grand volume le plus rapidement possible, de créer de l'activité économique dans toutes les régions canadiennes, tout en réduisant les importations de brut dans l'est du Canada, ce qui aurait eu un avantage sur la balance des paiements et la sécurité des approvisionnements{{sfn|Doern|Toner|1985|p=132|loc=|id=}}.

Toutefois, le coût du pétrole albertain livré à Montréal, principale place de raffinage du Canada à l'époque, aurait coûté 10 % plus cher que le brut [[Venezuela|vénézuélien]] livré par bateau par le [[fleuve Saint-Laurent|Saint-Laurent]] ou l'oléoduc Portland-Montréal, affirment les compagnies pétrolières internationales installées à Montréal, ce qui aurait eu pour effet d'augmenter les prix à la pompe. Dans tout ce dossier, les parlementaires québécois demeurent silencieux, convaincus par l'argument des [[Géopolitique du pétrole#Le cartel des sept sœurs|Sept Sœurs]]{{sfn|Doern|Toner|1985|p=132|loc=|id=}}.

La [[commission Borden]] propose donc un compromis. Elle recommande la création d'un [[Office national de l'énergie]] et la création d'un marché protégé pour le pétrole canadien, mais établit une « frontière » au-delà de laquelle le pétrole serait acheté sur le marché international. Les régions à l'est de la [[rivière des Outaouais]] – en gros, le [[Québec]] et les [[provinces de l'Atlantique]] – continueront de s'approvisionner sur le marché international alors que les régions à l'ouest consommeront le pétrole de l'Alberta. La frontière, appelée la « ''[[ligne Borden]]'' », sera établie par le gouvernement Diefenbaker en 1961{{sfn|Doern|Toner|1985|p=80-81|loc=|id=}}.

===== Politique d'exportation =====
[[Fichier:Carlton Line.jpg|thumb|right|Toronto en 1971.]]

[[File:Oil Balance Canada.svg|thumb|Une production en hausse permet au Canada d'exporter de plus en plus de pétrole.]]

La ''Politique nationale du pétrole'' (PNP) de 1961 tient compte des intérêts des uns et des autres; l'[[Alberta]] se garantit un marché réservé pour sa production dont les coûts sont plus élevés que le [[marché pétrolier|prix mondial]], l'[[Ontario]] obtient l'expansion de son [[pétrochimie|industrie pétrochimique]] et [[Montréal]] peut conserver ses prix moins élevés{{sfn|Doern|Toner|1985|p=133|loc=|id=}}. L'équilibre de la [[balance commerciale]] est atteint pour le gouvernement fédéral puisque les importations de pétrole à bas prix de l'est sont compensées par des exportations du pétrole plus cher vers les États-Unis{{sfn|Doern|Toner|1985|p=82|loc=|id=}}.

La place marginale occupée par les producteurs canadiens dans l'industrie pétrolière préoccupe assez peu les [[homme politique|politiciens]] fédéraux dans les années qui précèdent le [[premier choc pétrolier]]. À l'exception de mesures fiscales proposées dans le [[Budget de l'État|discours du budget]] de 1963 de [[Walter L. Gordon]], mesures qui ont dû être retirées en raison de l'opposition du Parti progressiste-conservateur, des pétrolières et des milieux financiers, les gouvernements [[Lester B. Pearson|Pearson]] et [[Pierre Elliott Trudeau|Trudeau]] ne freinent pas le mouvement de [[concentration d'un marché|concentration de la propriété de l'industrie]] par des intérêts américains. Ainsi, en 1962, les huit grandes sociétés pétrolières internationales possèdent 62 % des concessions et 95 % de la capacité de raffinage{{sfn|Doern|Toner|1985|p=82|loc=|id=}}. Tout au plus, les gouvernements font-ils quelques acquisitions, dont un intérêt de 45 %, acquis en 1967 dans la Panartic Oils, une entreprise de prospection spécialisée dans les projets spéculatifs des régions pionnières dans l'[[Arctique]]. Les gouvernements successifs se contentent plutôt de promouvoir l'exportation du pétrole canadien vers les États-Unis et l'Office national de l'énergie accède aux demandes de permis.

Le ministre de l'Énergie dans le premier gouvernement Trudeau, [[Joe Greene (ministre)|Joe Greene]], s'était fait une priorité d'augmenter les ventes de pétrole et de gaz canadien, allant même jusqu'à affirmer en 1971 que le Canada disposait de 923 ans de réserves de pétrole et de 392 ans de réserves de gaz{{sfn|Doern|Toner|1985|p=82|loc=|id=}}. Ces prévisions fort optimistes ne résisteraient pas aux événements qui allaient secouer le monde occidental moins de deux ans plus tard.

Le ''statu quo'' pour l'industrie commence à changer le {{date|10|septembre|1971|au Canada}}. Ce soir-là, les Albertains chassent le [[Crédit social]] du pouvoir après 36 années de règne ininterrompu. Le nouveau premier ministre, le conservateur [[Peter Lougheed]], décide d'entamer des négociations avec l'industrie afin d'augmenter la redevance pétrolière prélevée par sa province et que le gouvernement précédent avait fixée à 16,7 % dans une loi datant de 1949. Le gouvernement va de l'avant et propose  l'ajout d'une taxe sur les réserves, qui a le même effet que d'augmenter la redevance à 23 % en 1972. Cette proposition est retirée quelques mois plus tard, en raison de mesures fédérales et Lougheed décide unilatéralement de réorganiser le système de redevance, en fonction des augmentations de prix, ce qui désarçonne l'industrie, qui croyait pourtant avoir affaire à un conservateur partisan de la [[libéralisme économique|libre entreprise]]{{sfn|Doern|Toner|1985|p=90|loc=|id=}}.

===== Premier choc pétrolier =====
{{article détaillé|Premier choc pétrolier}}
[[File:PikiWiki Israel 4224 golan heights Yom Kipur war.jpg|thumb|right|La guerre du Kippour incite le gouvernement canadien à imposer un contrôle des prix et des exportations de pétrole canadien.]]

Pendant ce temps à Ottawa, le gouvernement est mal préparé à l'embargo déclaré par les membres de l'[[Organisation des pays arabes exportateurs de pétrole]] (OPAEP), à la suite du déclenchement de la [[guerre du Yom Kippour]].

Le gouvernement fédéral manque d'information sur la situation et les réserves pétrolières et ses interventions précédentes dans le secteur pétrolier – notamment la tentative de prise de contrôle par le gouvernement de Home Oil, à l'époque la plus importante société pétrolière sous contrôle canadien<ref group="note">La société Cygnus, parente de Home Oil devait être vendue à l'américaine Ashland Oil Corporation. Après l'intervention avortée du gouvernement, elle a finalement été acquise par Consumer Gas de Toronto en mars 1971.</ref> – avaient été dictées par des impératifs politiques<ref name="Halperin6-8">{{Ouvrage|prénom1=Paul|nom1=Halperin|prénom2=André|nom2=Plourde|prénom3=Leonard|nom3=Waverman|titre=Petro-Canada|sous-titre=Rôle, contrôle et exploitation|lieu=Ottawa|éditeur=Conseil économique du Canada|année=1988|pages totales=136|passage=6-8|isbn=}}</ref>. La création d'une société pétrolière nationale devient une question abordée publiquement afin de faire face à la domination des capitaux américains sur les ressources naturelles canadiennes.

Les fonctionnaires travaillent sur une politique énergétique qui est rendue publique en {{date-|juin 1973}}. La politique aborde la création d'une [[compagnie pétrolière nationale|société pétrolière nationale]] (SPN) qui « pourrait être l'instrument puissant qui permettrait au Canada de faire contrepoids aux influences étrangères dans son propre secteur pétrolier et gazier ». Le rapport évite toutefois de trancher la question, se contentant de souligner certains avantages et inconvénients d'une telle décision{{sfn|Halperin|Plourde|Waverman|1988|p=9|loc=|id=}}.

Mais la situation géopolitique devient de plus en plus tendue et les prix montent. Le gouvernement Trudeau qui, quelques années plus tôt, moussait les exportations à destination des États-Unis et se targuait d'avoir des réserves immenses devient plus discret. L'Alberta, qui exporte {{Unité|1.2|[[Unités de l'industrie du pétrole et du gaz|Mbbl/j]]}} en 1973 grâce à la levée des contrôles à l'importation américains, produit à la limite de ses capacités. L'Office national de l'énergie intervient et, pour la première fois de son histoire, refuse de permettre une partie des exportations, en raison de la capacité limitée de transport{{sfn|Gray|2000|p=50-51|loc=|id=}}.

Les partis d'opposition réclament la création d'une SPN et les consommateurs sont mécontents de la hausse des prix à la pompe. Le {{date|4|septembre|1973|au Canada}}, Un mois avant le déclenchement des hostilités au [[Proche-Orient]], le gouvernement annonce trois mesures. Il impose un gel « volontaire » des prix intérieurs pour cinq mois, annonce le prolongement de l'oléoduc interprovincial de Toronto à Montréal et impose une taxe à l'exportation de 40 cents le baril{{sfn|Halperin|Plourde|Waverman|1988|p=11|loc=|id=}}{{,}}{{sfn|Gray|2000|p=51|loc=|id=}}. Cette taxe à l'exportation passe à {{Unité|1.90|dollar}} en {{date-|décembre 1973}}, à {{Unité|2.20|dollars}} en {{date-|janvier 1974}}, à {{Unité|4|dollars}} en avril et à {{Unité|5.20|dollars}} en juin<{{sfn|Gray|2000|p=51|loc=|id=}}.

Parallèlement à cette effervescence à Ottawa, de nouveaux réseaux d'approvisionnement sont organisés d'urgence pour desservir les raffineries de l'est. En attendant l'ouverture de l'oléoduc Toronto-Montréal, qui livrera ses premiers volumes au milieu de 1976, des pétroliers et des trains font la navette entre Sarnia et Montréal, tandis que d'autres vaisseaux sont chargés de brut à Vancouver pour être expédiés à l'est, via le [[canal de Panamá]].

===== Contrôle des prix =====
[[Image:Pétrole Canada 1962-1987-fr.svg|thumb|right|Évolution du prix international, en bleu, et du prix administré canadien, en rouge, entre 1962 et 1987.]]
[[Image:Petro Canada Oakville Refinery.JPG|thumb|right|La raffinerie d'[[Oakville (Ontario)|Oakville]], en Ontario.]]
Le {{date-|22 novembre}}, le premier ministre Trudeau intervient à la télévision pour affirmer que l'Alberta a touché un avantage de 500 millions $ dans le passé en vendant du pétrole au prix fort à l'Ontario et que désormais, l'Alberta devrait subventionner les consommateurs de l'est{{sfn|Gray|2000|p=52|loc=|id=}}, une première salve dans la guerre qui opposera Ottawa et Edmonton pendant toute une décennie.

La question fondamentale que soulève le nouveau programme de fixation d'un prix unique est le suivant : doit-on fixer ce prix unique en fonction du pétrole international livré au quai à Montréal ou utiliser le prix d'Edmonton? Les [[Parti libéral du Canada|libéraux fédéraux]] se présentent comme l'arbitre ultime entre les intérêts des provinces productrices, qui veulent maintenir des prix plus élevés afin d'assurer la sécurité et la pérennité des approvisionnements et les provinces consommatrices, plus préoccupées par le maintien de leur secteur manufacturier et qui réclament, en conséquence, des prix plus bas{{sfn|Doern|Toner|1985|p=174|loc=|id=}}.

Tandis qu'Ottawa en appelle à la « responsabilité fraternelle » des Albertains envers leurs compatriotes, Edmonton réplique que le pétrole et le gaz sont des ressources non renouvelables et qu'elles doivent être vendues « uniquement à des prix qui reflètent leur valeur réelle »{{sfn|Doern|Toner|1985|p=174|loc=|id=}}.

Selon Peter Foster<ref name="Foster63-64">{{Ouvrage|langue=en|prénom1=Peter|nom1=Foster|titre=Self Serve|sous-titre=How Petro-Canada pumped Canadians Dry|lieu=Toronto|éditeur=Macfarland, Walter & Ross|année=1992|pages totales=323|passage=63-64|isbn=}}</ref>, Ottawa n'avait pas simplement pour but de préserver une équité théorique entre les régions. La croissance spectaculaire des revenus pétroliers du gouvernement albertain, qui produisait 90 % du brut canadien, pouvait mettre en péril le [[Péréquation fédérale au Canada|système de péréquation]], bien que les revenus énergétiques n'étaient pas totalement comptabilisés dans le cadre de la formule{{sfn|Doern|Toner|1985|p=179|loc=|id=}}. Et pendant qu'Edmonton augmente substantiellement ses redevances, Ottawa exclut ces paiements des dépenses déductibles, ce qui frappe doublement les producteurs.

En situation minoritaire au Parlement et donc soucieux des conséquences électorales des prix du pétrole, Trudeau convoque les premiers ministres à une [[conférence fédérale-provinciale]] sur l'énergie en {{date-|janvier 1974}}, où il obtient des provinces l'adoption du principe d'un prix unique pour le pétrole à travers le Canada. Le prix du baril est fixé en mars à {{Unité|6.50|$}} pour le marché intérieur et à {{Unité|10.50|$}} pour le pétrole destiné à l'exportation, la différence entre les deux prix constituant une taxe à l'exportation. Les prix restent en vigueur jusqu'au {{date|1|juillet|1975|au Canada}} et réduisent considérablement les volumes exportés, qui passent de 1,2 million de barils en 1973 à {{unité|282000|barils}} quatre ans plus tard{{sfn|Gray|2000|p=54|loc=|id=}}.

Le gouvernement fédéral peut donc respirer un peu. Après l'[[élection fédérale canadienne de 1974|élection de juillet]], où le Parti libéral obtient une majorité, le gouvernement fait adopter la ''Loi sur l'administration du pétrole'', qui renforce les pouvoirs fédéraux en cas d'impasse dans les négociations avec les provinces. Une conférence fédérale-provinciale convoquée en {{date-|avril 1975}} ne réussit pas à obtenir un consensus, l'Ontario faisant valoir que 90 % de la hausse des 18 mois précédents s'était retrouvée dans les coffres des provinces productrices et du gouvernement fédéral. Ottawa conclut donc à l'échec de ce mécanisme et utilise donc ses nouvelles compétences en vertu de la ''Loi sur l'administration du pétrole'' pour imposer une hausse de {{Unité|1.50|$}} du prix administré qui passe à {{Unité|8|$}} le baril, à compter de {{date-|juillet 1975}}. Les prix augmenteront graduellement deux fois par année durant les années suivantes, pour atteindre 80 % du prix mondial en 1978{{sfn|Doern|Toner|1985|p=176|loc=|id=}}.

===== Petro-Canada =====
{{article détaillé|Petro-Canada}}

Le {{date-|6 décembre 1973}}, le gouvernement fédéral présente un programme en 11 points afin de remplacer la politique pétrolière héritée du rapport Borden. La pièce maîtresse de cette politique – qui a pour objectif l'autosuffisance canadienne en matière pétrolière avant la fin des années 1970<ref group="note">La politique de Trudeau fait écho au [[Project Independence]], une initiative similaire annoncée par le président américain [[Richard Nixon]], quatre semaines auparavant, le 7 novembre 1973</ref> –, est l'annonce de la création prochaine d'une [[Compagnie pétrolière nationale|société pétrolière nationale]], qui aurait pour mandat d'augmenter la présence d'intérêts canadiens dans l'industrie. Doern et Toner précisent toutefois que la volonté du gouvernement fédéral n'était pas de nationaliser le secteur, la création de ce qui deviendra Petro-Canada devant plutôt être considérée comme une alternative à la nationalisation{{sfn|Doern|Toner|1985|p=92|loc=|id=}}.

Le projet de loi C-32 est présenté à la Chambre des communes en {{date-|mai 1974}}, mais il mourra au feuilleton quelques jours plus tard, en raison de la défaite du gouvernement minoritaire. Reporté au pouvoir avec un mandat majoritaire lors de l'élection du {{date-|8 juillet 1974}}, le gouvernement libéral réintroduit le projet de loi abandonné avant la fin des travaux du Parlement précédent{{sfn|Halperin|Plourde|Waverman|1988|p=12-13|loc=|id=}}.

Dans le projet de loi qui a été adopté en 1975, Petro-Canada avait le mandat d'accroître la propriété canadienne dans le secteur, toujours dominé par Imperial et les autres ''majors'' américains, de servir d'intermédiaire avec d'autres SPN et d'investir dans l'exploration dans les régions pionnières de l'Arctique. Sans l'exclure totalement, la déclaration du premier ministre Trudeau de {{date-|décembre 1973}} avait insisté pour réduire les attentes au sujet de l'entrée de Petro-Canada dans les [[Pétrole#Industrie aval|activités en aval]] – le [[raffinage du pétrole|raffinage]] et la [[vente au détail]]{{sfn|Halperin|Plourde|Waverman|1988|p=12-13|loc=|id=}}.

[[Fichier:Petrocan gasbar, 8th St, Saskatoon.JPG|thumb|right|[[Station-service]] de [[Petro-Canada]] à [[Saskatoon]], en [[Saskatchewan]].]]
Le {{date|1|janvier|1976|au Canada}}, la nouvelle [[société de la Couronne]] amorce ses opérations modestement par une rencontre de ses quatre employés dans un café de Calgary. Pendant les premiers mois de son existence, Petro-Canada joue un rôle modeste, gérant les quelques intérêts pétroliers du gouvernement fédéral, dont la participation à Panartic Oil et la participation de 15 % dans le projet [[Syncrude]] d'exploitation des sables bitumineux.

En août, elle acquiert la société Arcan, la filiale canadienne du groupe Atlantic Richfield pour la somme de 340 millions $, ce qui permet à la société de commencer ses opérations d'exploration, notamment dans le delta du Mackenzie et dans la région de l'île de Sable, en Nouvelle-Écosse{{sfn|Halperin|Plourde|Waverman|1988|p=16|loc=|id=}}.

Moins de deux ans plus tard, Petro-Canada lance une offre publique d'achat sur Husky Oil, qui détenait des droits sur le gisement de Lloydmister, à la frontière de l'Alberta et de la Saskatchewan, mais la société d'État est doublée en douce par Alberta Gas Trunk Line (qui allait devenir NOVA). Qu'à cela ne tienne, l'attention portée à la prise de contrôle ratée de Husky en masque une autre transaction, avec Pacific Petroleum, qui est négociée en parallèle. La transaction de 1,5 milliard $, annoncée en {{date-|novembre 1978}} et complétée en juillet de l'année suivante, est financée à partir d'une émission d'[[action de priorité|actions privilégiées]] en [[dollar américain|devises américaines]] auprès des principales banques à charte canadiennes{{sfn|Halperin|Plourde|Waverman|1988|p=21|loc=|id=}}.

Bien que principalement impliquée dans l'exploration et l'extraction, Pacific est une entreprise intégrée, « présente dans le raffinage, la distribution et la commercialisation à l'ouest de [[Thunder Bay (Ontario)|Thunder Bay]] »{{sfn|Halperin|Plourde|Waverman|1988|p=22|loc=|id=}}, mettant la société de la Couronne en concurrence directe avec les entreprises privées en aval pour les dollars des consommateurs.

La situation présente un dilemme pour le gouvernement [[Parti progressiste-conservateur du Canada|conservateur]] [[gouvernement minoritaire|minoritaire]] de [[Joe Clark]], qui prend brièvement les rênes du pouvoir après l'[[élection fédérale canadienne de 1979|élection du 22 mai 1979]]. Car aussi impopulaire qu'elle puisse être au sein du nouveau gouvernement – M. Clark a promis de privatiser la société pétrolière –, l'apparition de stations-service de Petro-Canada suscite une forte adhésion du public{{sfn|Halperin|Plourde|Waverman|1988|p=23|loc=|id=}}.

===== Deuxième choc pétrolier =====
{{article détaillé|Deuxième choc pétrolier}}
[[Image:Mass demonstration in Iran, date unknown.jpg|thumb|right|La révolution iranienne de 1979 force le gouvernement de Joe Clark à intervenir dans le dossier énergétique.]]
Une autre raison refroidit l'ardeur du gouvernement à privatiser la société pétrolière nationale. La situation internationale s'emballe en raison de la [[révolution iranienne|prise de contrôle de l'Iran]] par les [[Gardiens de la Révolution]] et en conséquence, le [[deuxième choc pétrolier|prix du brut double]] dans la deuxième moitié du mois de {{date-|mai 1979}}{{sfn|Doern|Toner|1985|p=131|loc=|id=}}.

À nouveau, la situation géopolitique force le gouvernement du Canada à intervenir dans le dossier énergétique. Joe Clark se trouve pris — comme Trudeau avant lui —, entre les positions irréconciliables de deux premiers ministres aux intérêts diamétralement opposés. Et l'appartenance à la même famille politique des trois protagonistes de 1979 ne change rien à la situation. [[Bill Davis]] de l'[[Ontario]] plaide que chaque hausse d'un dollar du prix du brut augmente l'inflation de 0,6 % et le chômage de 0,2 % dans la province la plus populeuse du pays, tandis que [[Peter Lougheed]] de l'[[Alberta]] demande une hausse de prix qui ajusterait les prix administrés canadiens aux cours en vigueur à [[Chicago Board of Trade|Chicago]], en plus de demander le maintien de la proportion des revenus tirés par sa province. Clark doit également considérer l'impact sur les finances publiques d'un niveau de subvention élevé dans un contexte de [[déficit budgétaire et déficit public|déficit budgétaire]] important au niveau fédéral. En l'absence de consensus, le gouvernement présente une augmentation de la [[droit d'accise|taxe d'accise]] sur l'essence de 18¢ le [[gallon impérial|gallon]], dans le budget présenté par le ministre des Finances, John Crosbie, le {{date-|11 décembre 1979}}. Quelques jours plus tard, le gouvernement conservateur subira la défaite dans un [[vote de confiance]], ce qui provoque une deuxième élection générale en moins d'un an{{sfn|Doern|Toner|1985|p=5|loc=|id=}}.

Mais contrairement à 1975, alors que Trudeau avait fait fi de l'intransigeance de Davis, Lougheed est le grand perdant de l'impasse de 1979. En contribuant à l'impasse qui a provoqué la défaite des Tories en chambre et au retour de Pierre Elliott Trudeau, l'année suivante, le premier ministre albertain s'est retrouvé avec un interlocuteur fédéral beaucoup plus enclin à imposer une politique plus centralisatrice, soulignent Doern et Toner{{sfn|Doern|Toner|1985|p=192-193|loc=|id=}}.

===== Programme énergétique national =====
{{article détaillé|Programme énergétique national}}

===== Développement du pétrole non conventionnel =====
[[Fichier:TerraNovaOil.jpg|thumb|right|La plate-forme pétrolière de Terra Nova, au large de [[Terre-Neuve]].]]
{{...}}
Quatre majors ont cédé leurs parts dans les [[sables bitumineux]] de l'Alberta à la suite de la chute des cours du pétrole entamée en 2014 : Total a cédé des parts et suspendu des projets sur place en 2015, Statoil s'est désengagé du Canada en {{date-|décembre 2016}}, et en {{date-|mars 2017}} Royal Dutch Shell a vendu des parts de gisements de sables bitumineux à Canadian Natural Resources, pour 8,5 milliards de dollars, puis l'américain ConocoPhillips a cédé des actifs dans le pays à la compagnie locale Cenovus Energy, pour 13,3 milliards de dollars. L'exploitation des sables bitumineux est réputée parmi les plus chères au monde, avec un point mort estimé entre 80 et {{unité|90|dollars}} le baril. Le retrait des majors n'est toutefois pas total. ExxonMobil, BP, Chevron, Total ou ConocoPhillips conservent des actifs dans le pays<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0211940842831-petrole-les-majors-quittent-en-masse-le-canada-2077238.php Pétrole : les majors quittent en masse le Canada], [[Les Échos]], 4 avril 2017.</ref>.

Total détient des participations dans plusieurs projets d'exploitation de [[Sables bitumineux de l'Athabasca|sables bitumineux]] dans la province de l'Alberta : 50 % (depuis 20 ans) dans le gisement de Surmont, d'une capacité brute de production de {{unité|150000|bl/j}} (barils par jour) et 25 % dans celui de Fort Hills, mis en production le {{date-|29 janvier 2018}}, dont la production devrait atteindre {{unité|180000|bl/j}}. Mi-2014, le groupe avait suspendu ses travaux d'ingénierie sur les projets de Joslyn et Northern Lights au Canada, leur coût ne passant pas les critères de rentabilité du groupe<ref name="Échos29012018">[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0301222503219-total-demarre-sans-fanfare-son-projet-dans-les-sables-bitumineux-au-canada-2149031.php Total démarre sans fanfare son projet dans les sables bitumineux au Canada], [[Les Échos]], 29 janvier 2018.</ref>.

==== Données statistiques ====
===== Réserves de pétrole =====
[[Fichier:Oil shale in Canada.png|thumb|Carte de gisements de schiste bitumineux au Canada en 2014.]]
Les réserves prouvées de pétrole du Canada étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à {{unité|26,55 Gt}} (milliards de tonnes) fin 2020, soit 10,8 % du total mondial, au {{3e|rang}} mondial, loin derrière le [[Vénézuela]] (19,3 %) et l'Arabie saoudite (16,2 %), et devant l'Irak (8,0 %) et la Russie (6,0 %). Cependant, 97,2 % de ces réserves sont constituées de [[Sables bitumineux de l'Athabasca|sables bitumineux]]<ref name="r-73" group="r">{{p.}}73</ref>, dont l'exploitation est difficile, énergivore et fortement émettrice de gaz à effet de serre. Elles représentaient 105 années de production au rythme de 2020<ref name="r-75" group="r">{{p.}}75</ref>. Elles ont baissé de 3 % depuis 2010<ref name="BGR2010">{{de}} [https://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Downloads/Energiestudie-Kurzf-2011.pdf Kurzstudie Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2011] (pages 43, 50, 61, 69), Agence fédérale pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR), 8 décembre 2011.</ref>.

===== Production de pétrole =====
En 2022, selon l'[[Energy Institute]], le Canada a produit {{unité|274 Mt}} (millions de tonnes) de pétrole, soit {{unité|5,58 Mb/j}} (millions de barils par jour), en hausse de 2,8 % en 2022 et de 50 % depuis 2012. Il se classe au {{4e|rang}} mondial avec 6,2 % de la production mondiale, loin derrière les États-Unis (17,2 %), l'Arabie Saoudite (13,0 %), la Russie (12,4 %) et devant l'Irak (5,0 %) et la Chine (4,6 %)<ref name="e-16" group="e">{{p.}}15-16</ref>.

===== Consommation de pétrole =====
En 2022, le Canada a consommé {{unité|4,27 EJ}} ([[exajoule]]s) de pétrole, soit {{unité|2,29 Mb/j}} (millions de barils par jour), en hausse de 3,7 % en 2022, mais en baisse de 8 % depuis 2012. Il se classe au {{9e|rang}} mondial avec 2,2 % de la consommation mondiale, au même niveau que l'Allemagne. Le Canada consomme 41 % de sa production<ref name="e-21" group="e">{{p.}}20-21</ref>.

===== Exportations et importations de pétrole =====
Le Canada a exporté {{unité|200,3 Mt}} et importé {{unité|23,7 Mt}} de pétrole brut en 2022. La destination principale de ses exportations a été les États-Unis : {{unité|188,9 Mt}} (94,3 % du total) ; {{unité|6,3 Mt}} sont allées en Europe et {{unité|4 Mt}} en Chine. La provenance principale des importations a été les États-Unis : {{unité|16,8 Mt}}, suivis par l'Arabie saoudite ({{unité|4 Mt}})<ref name="e-28" group="e">{{p.}}28</ref>. Le Canada a aussi exporté des produits pétroliers en 2022 : {{unité|32,3 Mt}} (dont {{unité|26,8 Mt}} vers les États-Unis) et en a importé {{unité|27,9 Mt}}, dont {{unité|24,1 Mt}} depuis les États-Unis et {{unité|2,9 Mt}} de l'Europe<ref name="e-29" group="e">{{p.}}29</ref>.

==== Opinion publique ====

===== Québec =====
Selon un sondage Ipsos datant de 2021, 43% des québécois pensent que le Québec devrait exploiter ses ressources pétrolières plutôt que d'en importer pour la consommation<ref>{{Lien web |titre=Les Québécois sceptiques sur l’issue de la COP26, selon un sondage |url=https://www.tvanouvelles.ca/2021/11/17/les-quebecois-sceptiques-sur-lissue-de-la-cop26-selon-un-sondage-1 |site=TVA Nouvelles |consulté le=2021-11-26}}</ref>.

=== Gaz naturel ===
==== Réserves de gaz naturel ====
Les réserves prouvées de gaz naturel du Canada étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à {{unité|2067 Gm3}} (milliards de m{{3}}) fin 2020, soit 1,0 % du total mondial ({{17e|rang}} mondial)<ref name="r-90" group="r">{{p.}}90</ref> ; elles représentent 13 années de production au rythme de 2020<ref name="r-92" group="r">{{p.}}92</ref>. Elles ont augmenté de 22 % depuis 2010<ref name="BGR2010"/>.

==== Production de gaz naturel ====
En 2022, le Canada a produit {{unité|185 Gm3}} (milliards de m{{3}}) de gaz naturel, soit {{unité|6,66 EJ}} (exajoules), en hausse de 7,4 % en 2022 et de 23 % depuis 2012. Il se classe au {{5e|rang}} mondial avec 4,6 % de la production mondiale, loin derrière les États-Unis (24,2 %) et la Russie (15,3 %), suivis par l'Iran (6,4 %) et la Chine (5,5 %)<ref name="e-31" group="e">{{p.}}30-31</ref>.

==== Consommation de gaz ====
En 2022, le Canada a consommé {{unité|121,6 Gm3}} de gaz naturel, soit {{unité|4,38 EJ}} (exajoules), en hausse de 4 % en 2022 et de 22 % depuis 2012. Il se classe au {{5e|rang}} mondial avec 3,1 % de la consommation mondiale, loin derrière les États-Unis (22,4 %), la Russie (10,4 %), la Chine (9,6 %) et l'Iran (5,8 %). Le Canada consomme 66 % de sa production<ref name="e-33" group="e">{{p.}}32-33</ref>.

==== Importations et exportations de gaz naturel ====
Le Canada exporte du gaz vers l'ouest des États-Unis et importe du gaz des États-Unis pour alimenter ses régions orientales. En 2022, les exportations canadiennes par gazoducs vers les États-Unis ont atteint {{unité|82,1 Gm3}} et ses importations par gazoducs des États-Unis {{unité|26,2 Gm3}}<ref name="e-38" group="e">{{p.}}38</ref> ; le Canada a également importé {{unité|0,1 Gm3}} par voie maritime du Pérou sous forme de [[Gaz naturel liquéfié|GNL]]<ref name="e-37" group="e">{{p.}}37</ref>.

Les points de sortie des exportations de gaz canadien par gazoducs sont en 2014<ref>{{en}} [https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_move_poe1_a_EPG0_IRP_Mmcf_a.htm U.S. Natural Gas Imports by Point of Entry], site [[Energy Information Administration|EIA]] consulté le 21 avril 2014.</ref> :
* Eastport, [[Idaho]] : 23,1 % ;
* Port of Morgan, [[Montana]] : 19,7 % ;
* Sherwood, [[Dakota du Nord]] : 16,4 % ;
* Sumas, [[Washington (État)|Washington]] : 13,6 % ;
* Noyes, [[Minnesota]] : 12,3 % ;
* Waddington, [[État de New York|New-York]] : 7,1 %.
La majeure partie de ces exportations provient des champs gaziers de l'Alberta.

Les points d'entrée des importations de gaz par gazoducs depuis les États-Unis sont en 2014<ref>{{en}} [https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_move_poe2_a_EPG0_ENP_Mmcf_a.htm  U.S. Natural Gas Exports and Re-Exports by Point of Exit], site [[Energy Information Administration|EIA]] consulté le 21 avril 2014.</ref> :
* St. Clair, [[Michigan]] : 32,1 % ;
* Niagara Falls, [[New York]] : 10,9 %.

Shell a décidé le {{date-|2 octobre 2018}} le lancement du projet «[[ LNG Canada]] », une usine de liquéfaction de gaz à Kitimat en Colombie-Britannique ; elle sera approvisionnée en gaz par pipeline depuis des champs situés à l'intérieur du Canada et pourra produire 26 millions de tonnes de GNL par an, pour exportation vers l'Asie. Ce projet de 40 milliards de dollars canadiens (27 milliards d'euros) est financé à 40 % par Shell, 25 % par le malaisien Petronas, 15 % par le chinois PetroChina, 15 % par le japonais Mitsubishi et 5 % par le coréen Kogas. L'usine de liquéfaction doit entrer en service avant 2025. L'Asie consomme les trois quarts du GNL mondial, sa demande progresse très rapidement : les importations chinoises de GNL ont bondi de près de 50 % en 2017 et devraient augmenter de 40 % en 2018. Les prix de vente sont beaucoup plus intéressants en Asie, alors que les cours du gaz aux États-Unis stagnent sous l'effet de la production abondante de gaz de schiste<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0302339900517-gaz-le-canada-lance-un-projet-geant-pour-approvisionner-lasie-2210152.php Gaz : le Canada lance un projet géant pour approvisionner l'Asie], [[Les Échos]], 2 octobre 2018.</ref>.

À la suite de l'[[invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022]] et de la hausse subséquente des prix des hydrocarbures, plusieurs acteurs politiques et économiques ont plaidé pour la relance du projet de GNL Québec pour faciliter l’exportation de gaz naturel vers l'Europe<ref>{{Lien web |langue=fr |titre=Prix de l'essence: s'affranchir du pétrole pour faire face aux crises |url=https://www.lesoleil.com/2022/03/08/prix-de-lessence-saffranchir-du-petrole-pour-faire-face-aux-crises-c92cd20d56e46803eaa618e54397da46 |site=Le Soleil |date=2022-03-08 |consulté le=2022-03-11}}</ref>.

=== Charbon ===
==== Histoire ====
[[Fichier:Lingan Generating Station.jpg|vignette|Depuis la fermeture des charbonnages, la centrale de Lingan de [[Nova Scotia Power]], en [[Nouvelle-Écosse]], est alimentée avec du charbon importé.]]
L'exploitation du charbon au Canada remonte au {{s|XVII|e}} alors qu'une petite mine de charbon commence ses opérations dans la région de [[Minto (Nouveau-Brunswick)|Minto]], au [[Nouveau-Brunswick]]. En 1720, les soldats français ouvrent une mine au [[Cap-Breton]], en [[Nouvelle-Écosse]], afin d'approvisionner la [[forteresse de Louisbourg]]. Après la [[Guerre de Sept Ans|Conquête]], les mines du Cap-Breton ont commencé à exporter leur production vers [[Boston]] et d'autres ports aux [[États-Unis]]. Dans l'ouest canadien, des gisements ont commencé à être exploités à compter de 1852. À compter des années 1880, la construction du chemin de fer transcontinental à travers l'Alberta et la Colombie-Britannique a entraîné l'ouverture de mines à proximité du chemin de fer. Dès 1911, les mines de l'ouest produisaient déjà la majorité du charbon canadien et constituent aujourd'hui plus de 95 % du total canadien<ref>{{EC|ID=charbon|auteur=Garnet T. Page; Lisa Shapiro|titre=Charbon|publié le=21 décembre 2018|consulté le=4 octobre 2019}}</ref>.

Afin de protéger les mines du Cap-Breton de la concurrence américaine qui accédait au marché ontarien par les [[Grands Lacs (Amérique du Nord)|Grands Lacs]], le gouvernement canadien impose des droits de douane dès 1887. Le gouvernement fédéral a longtemps poursuivi une politique de protection du charbon de la Nouvelle-Écosse qui s'est poursuivie par l'implication du gouvernement d'Ottawa dans l'exploitation des gisements de la région de Sydney, par l'entremise de la [[Cape Breton Development Corporation]], ou DEVCO à compter de 1967. Les mines de Linden, Phalen et Prince ont cessé leur exploitation entre 1992 et 2001.

L'Alberta est aujourd'hui le principal producteur de charbon, qui abonde dans son sous-sol; on y retrouve des dépôts de charbon sur 48 % du territoire.

==== Réserves de charbon ====
Les réserves prouvées de charbon du Canada étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à {{unité|4346 Mt}} (millions de tonnes) fin 2020, soit 0,6 % des réserves mondiales, au {{12e|rang}} mondial<ref name="r-105" group="r">{{p.}}105</ref>. Elles représentent 137 ans de production au rythme de 2020<ref name="r-107" group="r">{{p.}}107</ref> et sont restées inchangées depuis 2010<ref name="BGR2010"/>. Le Canada a également {{unité|2236 Mt}} de réserves de [[lignite]], soit 0,7 % des réserves mondiales, au {{19e|rang}} mondial<ref name="r-120" group="r">{{p.}}120</ref>, qui représentent 310 ans de production au rythme de 2020<ref name="r-122" group="r">{{p.}}122</ref> et sont restées inchangées depuis 2010<ref name="BGR2010"/>.

==== Production de charbon ====
En 2021, la production du Canada s'élevait à {{unité|45,1 Mt}} (millions de tonnes), soit {{unité|1,18 EJ}} (exajoules), représentant 0,7 % du total mondial, au {{14e|rang}} mondial, loin derrière la Chine (52,8 %), l'Inde (8,6 %) et les États-Unis (6,9 %) ; cette production a baissé de 2,7 % en 2021 et de 21 % entre 2012 et 2022<ref name="e-40" group="e">{{p.}}39-40</ref>.

==== Consommation de charbon ====
La consommation de charbon du Canada s'élevait à {{unité|0,39 EJ}} en 2022, soit 0,2 % du total mondial, loin derrière la Chine (54,8 %), l'Inde (12,4 %) et les États-Unis (6,1 %) ; elle a reculé de 22,4 % en 2022 et de 66 % depuis 2012<ref name="e-42" group="e">{{p.}}42</ref>. Le Canada consomme 33 % de sa production de charbon<ref name="e-40" group="e"/>.

==== Exportations de charbon ====
En 2022, le Canada a importé {{unité|0,17 EJ}} et exporté {{unité|0,97 EJ}} de charbon. Ces deux flux sont à peu près constants sur la période 2012-2022<ref name="e-41" group="e">{{p.}}41</ref>. Les exportations canadiennes sont destinées surtout au Japon (28 %), à la Chine (23 %) et à la Corée du sud (23 %) ; l'Europe en reçoit 9 %<ref name="e-40" group="e"/>.

== Uranium ==
Le Canada tient une place importante dans le domaine de l'énergie nucléaire, en particulier par ses ressources en uranium. La première mine d'uranium canadienne au Grand Lac de l'Ours a fourni de la matière première pour le [[Projet Manhattan]]. Aujourd'hui [[Cameco]] et [[Areva]] sont des producteurs majeurs d'uranium pour répondre aux besoins de l'industrie nucléaire. Cameco exploite le plus grand gisement mondial d'uranium à [[mine d'uranium de McArthur River|McArthur River]], dans le Nord de la Saskatchewan.

Le Canada était en 2022 le {{2e|producteur}} mondial d'uranium avec {{unité|7351 tonnes}} ({{unité|13325 tonnes}} en 2015), soit 15 % de la production mondiale, loin derrière le Kazakhstan ({{unité|21227 tonnes}}, soit 43,4 %)<ref>{{en}} [https://www.world-nuclear.org/information-library/facts-and-figures/uranium-production-figures.aspx Uranium production figures, 2013-2022], [[Association nucléaire mondiale|World Nuclear Association]], mai 2023.</ref>.

Les ressources récupérables d'uranium au Canada étaient estimées en 2021 à {{unité|588500 tonnes}}, soit près de 10 % du total mondial, au {{3e|rang}} derrière l'Australie (28 %) et le Kazakhstan (13 %)<ref>{{en}} [https://www.world-nuclear.org/information-library/nuclear-fuel-cycle/uranium-resources/supply-of-uranium.aspx Supply of Uranium] - Uranium availability], [[Association nucléaire mondiale]], mai 2023.</ref>.

== Électricité ==
{{article détaillé|Électricité au Canada}}
=== Production d'électricité ===
En 2022, selon les estimations de l'[[Energy Institute]], le Canada a produit {{unité|659,6 TWh}} d'électricité, en progression de 2 % en 2022 et de 3,6 % depuis 2012, au {{7e|rang}} mondial avec 2,3 % de la production mondiale, loin derrière la Chine (30,3 %) et les États-Unis (15,6 %)<ref name="e-52" group="e">{{p.}}52</ref>. Cette production se répartissait en 17,9 % de combustibles fossiles (gaz naturel : 12,3 %, charbon : 5,2 %, pétrole : 0,4 %), 13,1 % de nucléaire, 68,3 % d'énergies renouvelables (hydroélectricité 60,4 %, autres 7,9 %) et 0,1 % d'autres sources (déchets non renouvelables, pompage-turbinage, etc)<ref name="e-53" group="e">{{p.}}53</ref>. La production d'électricité éolienne est estimée à {{unité|37,5 TWh}} (5,7 %), celle du solaire à {{unité|6 TWh}} (0,9 %), celle tirée de la biomasse et des déchets à {{unité|8,5 TWh}} (1,3 %)<ref name="e-47" group="e">{{p.}}47</ref>.

{| class="wikitable"
|+ Production d'électricité au Canada par source ([[Kilowattheure|TWh]])
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | '''Source'''
 | '''1990'''
 | ''%''
 | '''2000'''
 | ''%''
 | '''2010'''
 | ''%''
 | '''2020'''
 | '''2021'''
 | '''''% 2021'''''
 | '''var.<br />2021/1990'''
|- align="right"
|align="left"| Charbon || 82,2 || ''17,1'' || 117,6 || ''19,4''|| 79,5 || ''13,2'' || 38,7 || 36,7 || '''''5,7 %''''' || '''-55 %'''
|- align="right"
|align="left"| Pétrole || 16,5 || ''3,4'' || 14,7 || ''2,4''|| 8,3 || ''1,4'' || 5,0 || 5,0 || '''''0,8 %''''' || '''-69 %'''
|- align="right"
|align="left"| Gaz naturel || 9,7 || ''2,0'' || 33,5 || ''5,5''|| 51,9 || ''8,6'' || 72,4 || 76,0 || '''''11,8 %''''' || '''+687 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Sous-total fossiles''' || '''108,3''' || ''22,5'' || '''167,8''' || ''27,4''|| '''139,8''' || ''23,1'' || '''116,1''' || '''117,8''' || '''''18,3 %''''' || '''+9 %'''
|- align="right"
|align="left"| Nucléaire || 73,0 || ''15,1'' || 72,8 || ''12,0''|| 90,7 || ''15,0'' || 98,2 || 92,6 || '''''14,4 %''''' || '''+27 %'''
|- align="right"
|align="left"| Hydraulique || 296,8 || ''61,6'' || 358,6 || ''59,2''|| 351,5 || ''58,3'' || 386,6 || 380,9 || '''''59,2 %''''' || '''+28 %'''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse || 3,9 || ''0,8'' || 8,1 || ''1,3''|| 9,0 || ''1,5'' || 9,9 || 10,2 || '''''1,6 %''''' || '''+165 %'''
|- align="right"
|align="left"| Déchets renouv. || 0,08 || ''0,02'' || 0,1 || ''0,02''|| 0,1 || ''0,02'' || 0,2 || 0,2 || '''''0,03 %''''' || '''+180 %'''
|- align="right"
|align="left"| Éolien || 0 ||  || 0,26 || ''0,04''|| 8,7 || ''1,4'' || 35,6 || 35,6 || '''''5,5 %''''' || ns
|- align="right"
|align="left"| Solaire || 0 ||  || 0,016 || ''0,003''|| 0,3 || ''0,04'' || 4,8 || 5,2 || '''''0,8 %''''' || ns
|- align="right"
|align="left"| Marée || 0,03 || ''0,005'' || 0,03 || ''0,005''|| 0,03 || ''0,005'' || 0 || 0 || '''''0 %''''' || '''-100 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Sous-total EnR''' || '''300,8''' || ''62,4'' || '''367,1''' || ''60,6''|| '''369,6''' || ''61,3'' || '''437,2''' || '''432,1''' || '''''67,2 %''''' || '''+44 %'''
|- align="right"
|align="left"| Déchets non renouv. || 0,04 || 0,01 || 0,05 || ''0,01''|| 0,1 || ''0,01'' || 0,1 || 0,1 || '''''0,02 %''''' || '''+244 %'''
|- align="right"
|align="left"| Autres ||  ||  ||  ||  || 3,0 || ''0,5'' || 0,3 || 0,4 || '''''0,07 %''''' || ns
|- align="right"
|align="left"| '''Total''' || '''482,2''' || ''100'' || '''605,7''' || ''100''|| '''603,1''' || ''100'' || '''651,9''' || '''643,0''' || '''''100 %''''' || '''+33 %'''
|-
| colspan="11" |<small>Source des données : [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="AIEélec">{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=CANADA&energy=Electricity&year=2021 Energy Statistics Data Browser - Canada : Electricity 2021], [[Agence internationale de l’énergie]], 2 décembre 2022.</ref>.</small>
|}

=== Étatisation et électrification rurale ===
Le développement du secteur électrique s'est accéléré au lendemain de la [[Première Guerre mondiale]] avec un mouvement de prise de contrôle des services publics d'électricité par les gouvernements provinciaux. C'est le cas notamment en [[Nouvelle-Écosse]], au [[Nouveau-Brunswick]], au [[Manitoba]], en [[Saskatchewan]] et en [[Colombie-Britannique]], qui mettent en place des services publics qui absorbent plus ou moins rapidement les entrepreneurs privés à compter des années 1920. Les entreprises électriques nationalisées ont notamment pour mandat de développer l'électrification rurale et de développer le potentiel hydroélectrique des provinces. La phase de consolidation de l'industrie est complétée en 1963 par la deuxième phase de la [[nationalisation de l'électricité au Québec]].

Sous la gouverne de l'État, les sociétés électriques provinciales investissent massivement dans le secteur électrique afin de stimuler le développement économique. C'est notamment le cas de [[Joey Smallwood]] à [[Terre-Neuve-et-Labrador|Terre-Neuve]], de [[W.A.C. Bennett]] en [[Colombie-Britannique]], d'[[Edward Schreyer|Ed Schreyer]] au [[Manitoba]] et de [[Robert Bourassa]] au Québec. Cette vision de l'impact de l'hydroélectricité sur le développement industriel a longtemps été défendue par les historiens économiques et les leaders politiques<ref>{{Ouvrage|langue=en|prénom1=Karl|nom1=Froschauer|titre=White Gold|sous-titre=Hydroelectric Power in Canada|lieu=Vancouver|éditeur=UBC Press|année=1999|pages totales=322|passage=14|isbn=0-7748-0708-3|présentation en ligne=https://www.ubcpress.ubc.ca/search/title_book.asp?BookID=288}}</ref>.

=== Hydroélectricité ===
{{article détaillé|Hydroélectricité au Canada}}
[[Fichier:ManitobaHydroPointeduBois Generator.jpg|vignette|Une [[turbine Francis]] horizontale à la centrale de Pointe-du-Bois au [[Manitoba]].]]
En 2022, selon l'[[Energy Institute]], la production hydroélectrique brute du Canada atteignait {{unité|398,4 TWh}}<ref group="e" name="e-53" />, soit {{unité|3,7 EJ}}, au {{3e|rang}} mondial avec 9,2 % du total mondial, derrière la Chine (30,1 %) et le Brésil (9,9 %) ; cette production a progressé de 3,7 % en 2022, mais reculé de 1 % depuis 2012<ref name="e-44" group="e">{{p.}}44</ref>.

Le Canada était en 2020 le troisième producteur mondial d'hydroélectricité, après la Chine et le Brésil, avec une production de {{unité|383 TWh}}, soit 8,8 % du total mondial ; la puissance installée de ses centrales hydroélectriques atteignait {{unité|82000 MW}}, dont {{unité|177|MW}} de [[pompage-turbinage]]. Les mises en service de 2020 se sont élevées à {{unité|275 MW}}, avec en particulier la connexion au réseau de la première unité de la centrale de Lower Churchill au Labrador. Plus de {{unité|4|GW}} de projets sont en cours de construction<ref>{{en}} {{pdf}} [https://www.hydropower.org/publications/2021-hydropower-status-report 2021 Hydropower Status Report] (pages 6-9, 22-25, 47), Association internationale de l'hydroélectricité (IHA), {{date-|11 juin 2021}}.</ref>.

Le développement de l'hydroélectricité a affecté profondément la vie économie et politique canadienne, dans la mesure où l'« hydro » — un terme souvent utilisé au Canada pour désigner toutes les formes d'électricité —, a symbolisé la transition entre le « vieux » développement industriel du {{s-|XIX|e}} et un nouveau type de développement industriel, qui marquera le Canada au {{s-|XX|e}}{{sfn|Norrie|Owram|Emery|2008|p=243-245|loc=|id=}}.

En Ontario, trois entreprises se font compétition pour développer le potentiel hydraulique de la partie canadienne des [[chutes du Niagara]]. Après plusieurs années de délais, la construction débute sur les deux premiers sites en 1902, et deux ans plus tard sur le troisième. Parallèlement à ces développements, un groupe de municipalités du sud de l'Ontario discutent entre elles afin d'obtenir un approvisionnement stable en énergie hydroélectrique. Avec réticence, le premier ministre ontarien, George William Ross, organise l'Ontario Power Commission  en 1903 afin de coordonner les efforts. Mais cette tentative ne portera pas fruit en raison du refus par les entrepreneurs de garantir l'approvisionnement aux villes. Ce refus provoque une controverse publique et le gouvernement met en place une commission d'enquête dirigée par [[Adam Beck]], qui recommande la mise sur pied d'un réseau de distribution public. Le gouvernement provincial forme la Commission hydro-électrique de l'Ontario en 1906, afin de réglementer l'industrie et de déterminer les moyens de distribution de l'électricité aux municipalités. Les électeurs approuvent la municipalisation aux élections municipales de 1907 et des contrats sont signés avec un des exploitants des chutes du Niagara. La Commission, qui allait être connue sous le nom d'[[Ontario Hydro]], commence ses livraisons en {{date-|octobre 1910}}{{sfn|Norrie|Owram|Emery|2008|p=243-245|loc=|id=}}.

À Winnipeg et Vancouver, des entreprises privées ont d'abord développé le potentiel hydroélectrique dans les principaux centres. La ''British Columbia Electric Railway'' est la première entreprise à développer un site hydroélectrique en Colombie-Britannique. L'entreprise reste sous contrôle privé jusqu'après la [[Première Guerre mondiale]]. Dans la capitale manitobaine, le magnat du chemin de fer, [[William Mackenzie (entrepreneur ferroviaire)|William Mackenzie]], construit la première centrale manitobaine sur la [[rivière Winnipeg]] afin de répondre aux besoins de la [[meunerie]] Ogilvie. Les citoyens décident cependant de briser le monopole de l'entreprise de M. Mackenzie et votent en faveur de la construction d'une centrale concurrente sur la rivière Winnipeg au coût de 3,25 millions de dollars en 1906{{sfn|Norrie|Owram|Emery|2008|p=243-245|loc=|id=}}.

Une fois que le développement a débuté, la puissance installée s'accroît très rapidement au cours des deux premières décennies du siècle dernier. Entre 1890 et 1914, la puissance des centrales passe de {{unité|72000|hp}} à {{unité|2|millions hp}}{{sfn|Norrie|Owram|Emery|2008|p=246|loc=|id=}}.

En tant qu'exploitants des systèmes d'électricité, plusieurs gouvernements provinciaux ont massivement investi dans la construction d'installations hydroélectriques sur leur territoire durant les [[années 1960]] et [[années 1970|1970]]. [[BC Hydro]] a construit les barrages Gordon M. Shrum sur la [[rivière de la Paix]] ({{unité|2730|MW}}) et les aménagements de Mica ({{unité|1805|MW}}) et de Revelstoke ({{unité|1980|MW}}), sur le [[fleuve Columbia]]. [[Manitoba Hydro]] a aménagé trois ouvrages sur le [[fleuve Nelson]] — les [[centrale de Kettle|centrales de Kettle]], [[Centrale de Long Spruce|Long Spruce]] et [[Centrale de Jenpeg|Jenpeg]] —, pour une puissance combinée de plus de {{unité|2300|MW}}, [[Churchill Falls (Labrador) Corporation Limited|CF(L)Co]] construisait la controversée [[centrale de Churchill Falls]] ({{unité|5428|MW}}) et même [[Énergie NB]] aménageait le [[fleuve Saint-Jean]] à Mactaquac  ({{unité|672|MW}}), près de [[Fredericton]].

C'est cependant au Québec que l'activité de construction de nouveaux ouvrages hydroélectriques a été la plus soutenue. Entre 1965 et 1984, [[Hydro-Québec]] met successivement en service les 7 centrales du [[projet Manic-Outardes]], un complexe de {{unité|6224|MW}} sur la Côte-Nord, puis les trois premières centrales du [[projet de la Baie-James]] sur [[la Grande Rivière]] ({{unité|10282|MW}}).

En dépit de la durée des travaux allongée par des [[grève]]s, des conflits territoriaux épineux avec les [[Amérindiens au Canada|communautés autochtones]], des coûts très élevés et des dépassements parfois massifs, les grandes centrales hydroélectriques canadiennes produisent aujourd'hui une quantité substantielle d'[[énergie renouvelable]] à un coût stable et largement inférieur aux autres filières de production. À la Baie-James, par exemple, le coût de production ne s'élève qu'à 1,5 [[dollar canadien|cent]] le [[kilowatt-heure]]<ref>{{article|titre=Adieu l'électricité bon marché|prénom1=Jean-Thomas |nom1=Bernard |lien auteur1=Jean-Thomas Bernard |prénom2=Gérard |nom2=Bélanger |périodique=La Presse |lien périodique=La Presse (Montréal) |jour=15 |mois=août |année=2009 |url texte=https://www.lapresse.ca/debats/votre-opinion/200908/15/01-892864-adieu-lelectricite-bon-marche.php |consulté le=27 août 2020}}</ref>. En conséquence, les tarifs d'électricité des résidents du Manitoba, du Québec et de la Colombie-Britannique figurent parmi les plus bas en Amérique du Nord<ref name="HQComparaison">{{Ouvrage |auteur1=Hydro-Québec |titre=Comparaison des prix de l'électricité dans les grandes villes nord-américaines |sous-titre=Tarifs en vigueur le {{1er}} avril 2009 |lieu=Montréal |éditeur= |année=2009 |format=pdf |isbn=978-2-550-57038-7 |lire en ligne=https://www.hydroquebec.com/publications/fr/comparaison_prix/pdf/comp_2009_fr.pdf}}</ref> et dans les pays membres de l'Agence internationale de l'énergie{{sfn|Canada 2004|2005|p=137|loc=|id=iea2005}}.

=== Énergie fossile ===
L'utilisation de pétrole et de charbon est en net recul depuis les années 2000 tandis que celle de gaz naturel est en très forte augmentation ; au total la part des combustibles fossiles a reculé de 22,5 % en 1990 à 18,3 % en 2021, dont 11,8 % de gaz naturel et 5,7 % de charbon<ref name="AIEélec"/>.

Dans le cadre de l'[[accord de Paris sur le climat]], le gouvernement canadien annonce en {{date-|novembre 2016}} que les provinces de l'Alberta, de la Saskatchewan, du Nouveau-Brunswick et de la Nouvelle-Écosse qui disposent de centrales au charbon à cette date pourront soit les fermer complètement, comme la première prévoit de le faire, ou avoir recours {{citation|à des technologies de capture et d'entreposage du carbone}}<ref>{{Lien web|langue=fr|auteur1=|titre=Le Canada va fermer ses centrales au charbon d'ici 2030|url=https://www.voaafrique.com/a/canada-centrales-charbongaz-effet-de-derre-accord-paris/3605494.html|date=21 novembre 2016 |site=[[Voice of America]] |consulté le=22 novembre 2016 }}.</ref>.

=== Énergie nucléaire ===
{{article détaillé|Réacteur CANDU}}
[[Fichier:Pickering Nuclear Plant.jpg|vignette|La [[centrale nucléaire de Pickering]], en [[Ontario]].]]
En 2022, la production brute d'électricité nucléaire du Canada atteignait {{unité|86,6 TWh}}, soit 13,1 % de la production d'électricité du pays<ref name="e-53" group="e"/>, équivalant à {{unité|0,78 EJ}}, au {{6e|rang}} mondial avec 3,2 % du total mondial, loin derrière les États-Unis (30,3 %), la Chine (15,6 %), la France (11 %), la Russie (8,4 %) et la Corée du sud (6,6 %) ; cette production a baissé de 6,2 % en 2022 et de 12 % depuis 2012<ref name="e-43" group="e">{{p.}}43</ref>.

Au {{date-|3 août 2020}}, le Canada exploite 19 [[Réacteur nucléaire|réacteurs nucléaires]] opérationnels, totalisant {{unité|13624 MW}} de puissance installée, répartis sur 4 [[Centrale nucléaire|centrales nucléaires]], qui ont produit {{unité|92,65 TWh}} en 2020 (production nette), soit 14,6 % de l'électricité du pays<ref name="PRISCanada">{{Lien web|langue=en|url=https://pris.iaea.org/PRIS/CountryStatistics/CountryDetails.aspx?current=CA |titre=IAEA - PRIS - Country statistics - Canada|éditeur=[[AIEA]]|consulté le=12/05/2022}}</ref>. Il se place au {{7e|rang}} en nombre de réacteurs en service et au {{6e|rang}} en capacité de production<ref>{{en}} [https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/OperationalReactorsByCountry.aspx IAEA - PRIS - Operational Reactors], [[AIEA]], 12/05/2022.</ref>.

Le premier réacteur nucléaire canadien, le [[ZEEP]], a été construit en 1945. Le Canada a construit son premier réacteur de recherche, le [[NRX (réacteur)|NRX]] au [[laboratoire de Chalk River]] en Ontario en 1947. C'est à partir de cette base que le [[Conseil national de recherches Canada]] et [[Énergie atomique du Canada Limitée]] a construit la famille de réacteurs nucléaires [[CANDU]].

Disposant d'un potentiel hydroélectrique relativement faible, l'Ontario s'est tourné vers l'énergie nucléaire dès les [[années 1960]]. [[Ontario Hydro]] fait construire une centrale de {{unité|200|MW}} à Douglas Point en 1968, puis 20 réacteurs commerciaux sur trois sites à [[Centrale nucléaire de Pickering|Pickering]], [[Centrale nucléaire de Bruce|Bruce]] et [[Centrale nucléaire de Darlington|Darlington]] entre la fin des années 1960 et le début des [[années 1990]]<ref>{{en}} {{lien web|titre = Canada's Nuclear Reactors |site = Nuclear Powerplants around the World |auteur = The Virtual Nuclear Tourist |date = 2008 |url = https://www.nucleartourist.com/world/canada.htm |consulté le=23 août 2008}}</ref>. Parallèlement à ces développements, le [[Nouveau-Brunswick]] et le Québec font construire un réacteur CANDU chacun. Ces deux réacteurs seront mis en service en 1983.

Les [[années 1990]] seront cependant difficiles pour l'industrie nucléaire canadienne. La dette énorme souscrite pour construire les réacteurs ainsi que les problèmes de fiabilité et de durée de vie des CANDU deviendront des questions politiques brûlantes en Ontario. Afin de résoudre le problème, le gouvernement conservateur de [[Mike Harris]] décide d'ouvrir le marché de la production d'électricité à la compétition. L'ouverture aux capitaux privés a permis la réfection et la remise en service de la majorité des réacteurs de la centrale de Bruce, reprise par un groupe dirigé par Cameco et [[British Energy]]. Le gouvernement ontarien a considéré lancer la construction de deux nouvelles centrales nucléaires, mais les coûts de construction, évalués à 26 milliards de [[dollar canadien|dollars]]<ref>{{article|url texte=https://www.thestar.com/business/article/665644 |titre=$26B cost killed nuclear bid |prénom=Tyler |nom=Hamilton |périodique=Toronto Star |lien périodique=Toronto Star |lieu=Toronto |jour=14 |mois=juillet |année=2009 |langue=en |consulté le=27 décembre 2009}}</ref> et l'incertitude relativement à l'avenir de la division CANDU d'EACL<ref>{{article|périodique=Toronto Star |lien périodique=Toronto Star |titre=Ottawa opens Candu to sale |url texte=https://www.thestar.com/news/canada/article/641867 |nom=Hamilton |prénom=Tyler |jour=28 |mois=mai |année=2009 |consulté le=27 décembre 2009 |langue=en}}</ref>, ont convaincu le gouvernement ontarien de suspendre l'[[appel d'offres]] en {{date-|juin 2009}}.

Le ministre de l’Énergie du [[Nouveau-Brunswick]] a déclaré le {{date-|9 juillet 2018}} que le développement au Nouveau-Brunswick de [[Petit réacteur modulaire|petits réacteurs modulaires]] pourrait représenter une occasion économique pour la province, mais aussi une possibilité importante d’exportation. Un réacteur ARC-100 de {{unité|100|MWe}} de la société Advanced Reactor Concepts pourrait être installé à la centrale de Point Lepreau d'ici 2030<ref>[https://journalmetro.com/actualites/national/1663952/le-n-b-songe-aux-reacteurs-nucleaires-modulaires/ Le Nouveau-Brunswick pourrait se tourner vers l’énergie nucléaire], journalmetro.com, 9 juillet 2018.</ref>.

Ontario Power Generation (OPG) a révélé, lors de la conférence 2020 de la Canadian Nuclear Association (CNA), des projets ambitieux en matière de [[Petit réacteur modulaire|petits réacteurs modulaires]] (SMR) : appuyé par un fort soutien public, aussi bien fédéral que provincial, OPG envisage de construire un réacteur SMR sur le site de Darlington, qui accueille déjà quatre réacteurs CANDU, et pour laquelle la Canadian Nuclear Safety Commission (CNSC) lui a délivré un permis préliminaire en 2012 pour un ajout de puissance jusqu’à {{unité|4,8 GW}}. Ces SMR devront probablement compenser au moins en partie la fermeture de la centrale  de Pickering, qui causera la perte sur le réseau de {{unité|1 GW}} en 2022, puis de {{unité|2,1 GW}} en 2024, éventuellement différée à 2028, ce qui présage d’un calendrier accéléré afin d’éviter tout déficit de capacité sur le réseau ontarien. La Saskatchewan et le Nouveau-Brunswick ont formé avec l’Ontario une Alliance pour les SMR, à laquelle l’Alberta devrait adhérer avant la fin de 2020<ref>[[Charles Merlin]], [https://www.ifri.org/sites/default/files/atoms/files/merlin_nucleaire_usa_2020.pdf Le renouveau du secteur nucléaire aux États-Unis], [[Institut français des relations internationales]], septembre 2020.</ref>.

Le 2 décembre 2021, [[Ontario Power Generation]] (OPG) annonce son intention de construire sur le site de Darlington un [[petit réacteur modulaire]] [[BWRX-300]] de GE Hitachi Nuclear Canada ; ce réacteur de {{unité|300 MW}} serait le premier nouveau réacteur du pays depuis près de trente ans<ref>{{en}} [https://globalnews.ca/news/8421411/ontario-darlington-nuclear-new-reactor/ Ontario’s Darlington nuclear plant to receive first new reactor in decades], [[Global Television Network|Global News]], 3 décembre 2021.</ref>. La mise en service est prévue en 2028 ; GE Hitachi, basée en Caroline du Nord, a été préférée au canadien Terrestrial Energy et à X-energy<ref>{{en}} [https://www.theglobeandmail.com/canada/article-ontario-power-generation-announces-who-will-design-new-modular-reactor/ Ontario Power Generation announces who will design new modular reactor], The Globe and Mail, 2 décembre 2021.</ref>. OPG dépose en mars 2022 un dossier de demande de licence pour construire son BWRX-300 à Darlington ; des travaux préliminaires de préparation du site ont débuté en octobre 2021. La décision finale d'investissement est prévue en 2024<ref>{{en}} [https://www.power-eng.com/nuclear/opg-advances-small-modular-reactor-bid-with-license-application/ OPG advances small modular reactor bid with license application], Power Engineering, 11 mars 2022.</ref>.

En juin 2022, après avoir étudié plusieurs modèles de petits réacteurs modulaires, la province du Saskatchewan choisit le BWRX-300 pour un potentiel développement au cours des années 2030 ; la décision finale ne sera pas prise avant 2029<ref>{{en}} [https://www.saskpower.com/about-us/media-information/news-releases/2022/saskpower-selects-the-ge-hitachi-bwrx-300-smr-technology-for-potential-deployment-in-saskatchewan SaskPower Selects the GE-Hitachi BWRX-300 Small Modular Reactor Technology for Potential Deployment in Saskatchewan], SaskPower, 27 juin 2022.</ref>.

=== Énergie éolienne ===
{{article détaillé|Énergie éolienne au Canada}}
[[Fichier:PEI wind farm 06.JPG|vignette|gauche|Parc éolien à North Cape, [[Île-du-Prince-Édouard]].]]
[[Fichier:WindmillsAtPubnicoPointNS 2009.jpg|vignette|Parc éolien à Pubnico Point, Comté de Shelburne, [[Nouvelle-Écosse]] en 2009.]]
L'[[Energy Institute]] estime la production d'électricité [[Énergie éolienne|éolienne]] du Canada en 2022 à {{unité|37,5 TWh}}, soit 5,7 % de la production d'électricité du pays, au {{9e}} rang mondial des producteurs éoliens avec 1,8 % de la production mondiale, loin derrière la Chine (36,2 %) et les États-Unis (20,9 %)<ref name="e-47" group="e"/>.

Selon l'[[Agence internationale de l’énergie]], le Canada a produit {{unité|35,56 TWh}} d'électricité éolienne en 2021, soit 5,5 % du total de sa production d'électricité, au {{9e}} rang mondial des producteurs éoliens, avec 1,9 % de la production mondiale<ref name="AIEélec"/>.
{{clr}}

=== Énergie solaire photovoltaïque ===
{{article détaillé|Énergie solaire au Canada}}
L'[[Energy Institute]] estime la production d'électricité [[Énergie solaire photovoltaïque|solaire photovoltaïque]] du Canada en 2022 à {{unité|6 TWh}}, soit 0,9 % de la production d'électricité du pays<ref name="e-47" group="e"/>.

En 2022, le Canada a installé {{unité|449 MWc}}<ref>{{en}} [https://iea-pvps.org/wp-content/uploads/2023/04/IEA_PVPS_Snapshot_2023.pdf Snapshot of Global PV Markets 2023] {{pdf}}, [[Agence internationale de l'énergie]]-Photovoltaic Power Systems Programme (PVPS), avril 2023.</ref>.

En 2021, le Canada a installé environ {{unité|400|MWc}}<ref name="IEAPVPS2022">{{en}} [https://iea-pvps.org/wp-content/uploads/2022/04/IEA_PVPS_Snapshot_2022-vF.pdf 2022 Snapshot of Global PV Markets], [[Agence internationale de l'énergie]]-PVPS, avril 2022.</ref>, après {{unité|200 MWc}} en 2020<ref name="PVPS2020">{{en}} [https://iea-pvps.org/wp-content/uploads/2021/04/IEA_PVPS_Snapshot_2021-V3.pdf 2021 Snapshot of Global PV Markets], [[Agence internationale de l'énergie]]-PVPS, avril 2021, pages 6, 10, 13-15.</ref> comme en 2019<ref name="PVPS2019">{{en}} [https://iea-pvps.org/wp-content/uploads/2020/04/IEA_PVPS_Snapshot_2020.pdf 2020 Snapshot of Global PV Markets] (pages 6-12), [[Agence internationale de l'énergie]]-PVPS, {{date-|29 avril 2020}}.</ref>.

Le Canada a installé {{unité|100|MWc}} en 2018 après {{unité|249|MWc}} en 2017<ref name="IEAPVPS2019">{{en}} [https://www.iea-pvps.org/fileadmin/dam/public/report/statistics/IEA-PVPS_T1_35_Snapshot2019-Report.pdf 2019 Snapshot of Global PV Markets], [[Agence internationale de l'énergie]]-PVPS, avril 2019.</ref>.

En 2016, le Canada a installé {{unité|200|MWc}} de [[Énergie solaire photovoltaïque|photovoltaïque]], portant sa puissance cumulée à {{unité|2715|MWc}} fin 2016, au {{13e|rang}} mondial<ref>{{en}} [https://www.iea-pvps.org/index.php?id=92&eID=dam_frontend_push&docID=3584 A Snapshot of Global PV markets - 2016], [[Agence internationale de l'énergie|IEA]]-PVPS, 19 avril 2017.</ref>.

=== Échanges internationaux d'électricité ===
{{Article détaillé|Hydroélectricité au Canada#Exportations}}
{{Article connexe|Échanges internationaux d'électricité}}
En 2021, le Canada a exporté {{unité|60,3 TWh}} d'électricité et en a importé {{unité|13 TWh}}<ref name="AIEélec"/>.

En 2020, le solde exportateur du Canada s'élève à {{unité|57,6 TWh}}, classant le pays au {{1er|rang}} mondial des exportateurs d'électricité<ref name="AIEélec"/>.

=== Libéralisation des marchés ===
À l'instar de plusieurs autres pays occidentaux, l'industrie canadienne de l'électricité a été réorganisée durant les années 1990. Mais compte tenu de la nature provinciale des activités dans le secteur électrique, la restructuration s'est manifestée de manière différente, d'une province l'autre. Dans certains cas, elle s'est limitée à effectuer une séparation fonctionnelle de certains monopoles provinciaux [[intégration verticale|verticalement intégrés]], comme ce fut le cas par exemple avec [[BC Hydro]] et [[Hydro-Québec]], qui se sont rapidement conformées à l'ordonnance 888 de la [[Federal Energy Regulatory Commission]] en créant des filiales pour gérer leurs réseaux de transport en 1997<ref name="AIE127">{{Ouvrage|langue=en|auteur1=Agence internationale de l'énergie|titre=Energy Policies of IEA Countries: Canada 2004|sous-titre=|lieu=Paris|éditeur=|collection=Energy Policies of IEA Countries|année=2005|format=pdf|passage=127|isbn=92-64-10801-7|lire en ligne=https://www.iea.org/reports/energy-policies-of-iea-countries-canada-2004|id=iea2005}}.</ref>.

Par contre, la restructuration a été beaucoup plus profonde dans d'autres provinces. En Alberta, la propriété des installations de production a été libéralisée dès 1998. Selon l'[[Agence internationale de l'énergie]], plus de {{unité|3000|MW}} de nouvelles centrales ont été construits par des entreprises privées en Alberta entre 1998 et 2004{{sfn|Canada 2004|2005|p=123|loc=|id=iea2005}}. Un marché de gros concurrentiel de l'électricité a été mis en place depuis 1996 et la concurrence de la vente au détail a été instaurée le {{date|1|janvier|2001|au Canada}}. Le gouvernement albertain a toutefois dû intervenir pour plafonner les prix de détail à 11 cents le [[kilowatt-heure]] pour un an, en raison des contre-coups de la [[crise de l'énergie en Californie]], qui a perturbé tous les marchés de l'ouest de l'Amérique du Nord à l'hiver 2000-2001{{sfn|Canada 2004|2005|p=131-133|loc=|id=iea2005}}.

En Ontario, le programme de la « [[révolution du bon sens]] » de [[Mike Harris]] a conduit au démantèlement de la [[société de la Couronne]] [[Ontario Hydro]] en cinq composantes dès {{date-|octobre 1998}} en vue d'implanter un régime de [[libéralisme économique|libre concurrence]] et de la [[privatisation|privatiser]] partiellement. Les centrales électriques, y compris les trois [[centrale nucléaire|centrales nucléaires]] de la province ont été confiées à [[Ontario Power Generation]], dont on voulait réduire la part de marché à 35 %{{sfn|Canada 2004|2005|p=134|loc=|id=iea2005}}. Le réseau de transport et de distribution devient [[Hydro One]], en attendant une [[introduction en bourse]]<ref>{{article|titre=Ontario selling Hydro for $5.5 billion |url texte=https://energy.probeinternational.org/utility-reform/reforming-ontarios-local-electrical-distribution-sector/ontario-selling-hydro-5-5-bil | prénom=Paul |nom=Viera |lien périodique=National Post |périodique=National Post |lieu=Toronto |jour=13 |mois=décembre |année=2001 |langue=en |consulté le=27 décembre 2009}}</ref>, qui sera stoppée par la [[Cour supérieure]] de l'Ontario<ref>{{en}} {{lien web|url=https://www.cbc.ca/money/story/2002/04/19/hydroone_020419.html|titre=Court rules Ontario government can't proceed with Hydro One privatization|auteur=Canadian Broadcasting Corporation |site=CBC News |date=19 avril 2002 |consulté le=27 décembre 2009}}</ref>.

La libéralisation des ventes au détail a été complétée en {{date-|mai 2002}} et les prix ont brièvement chuté au printemps. Cependant, un été chaud et des retards à remettre en service une partie du parc de production nucléaire ont fait grimper les prix plus rapidement qu'anticipé par le gouvernement. Des hausses de prix d'environ 30 % provoquent l'insatisfaction du public et forcent le gouvernement à geler rétroactivement le prix de gros de l'électricité au niveau de {{date-|mai 2002}}{{sfn|Canada 2004|2005|p=135|loc=|id=iea2005}}.

== Consommation d'énergie primaire ==
Le Canada est un pays dont l'[[intensité énergétique (économie)|intensité énergétique]] est élevée. La consommation d'[[énergie primaire]] par unité de [[PIB par habitant]] figure parmi les plus élevés au monde. Il existe plusieurs raisons structurelles qui expliquent cette forte intensité énergétique de l'économie canadienne. Plusieurs secteurs industriels, comme les [[Production des métaux non ferreux|métaux non ferreux]], les [[pâtes et papiers]] et l'exploitation pétrolière et gazière, sont de grands consommateurs d'énergie, un climat rigoureux, un niveau de vie élevé et l'absence de contraintes d'espace font en sorte que le chauffage et les transports nécessitent une grande quantité d'énergie{{sfn|Canada 2004|2005|p=65|loc=|id=iea2005}}.

La consommation propre d'énergie du secteur énergétique atteignait {{unité|2324 PJ}} en 2019, soit 18,2 % de la consommation totale d'énergie primaire<ref name="AIEBalC"/> ; l'exploitation des sables bitumineux est particulièrement consommatrice d'énergie.

Les Canadiens sont de gros consommateurs d'énergie primaire : {{unité|367,8 GJ}}/habitant en 2022, soit 4,9 fois la moyenne mondiale {{unité|75,7 GJ/hab}} et 2,8 fois la consommation de la France ({{unité|129,8 GJ/hab}}) ; ils dépassent même à cet égard leurs voisins américains ({{unité|283,5 GJ/hab}})<ref name="e-11" group="e">{{p.}}11</ref>.

{| class="wikitable"
|+ Consommation intérieure d'énergie primaire au Canada par source ([[Pétajoule|PJ]])
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | '''Source'''
 | '''1990'''
 | ''%''
 | '''2000'''
 | ''%''
 | '''2010'''
 | ''%''
 | '''2015'''
 | '''2020'''
 | '''''% 2020'''''
 | '''var.<br />2020/1990'''
|- align="right"
|align="left"| Charbon || {{formatnum:1016}} || ''11,5'' || {{formatnum:1327}} || ''12,5''|| 967 || ''8,9'' || 774 || 442 || '''''3,7 %''''' || '''-56 %'''
|- align="right"
|align="left"| Pétrole || {{formatnum:3203}} || ''36,2'' || {{formatnum:3647}} || ''34,3''|| {{formatnum:4031}} || ''36,9'' || {{formatnum:4380}} || {{formatnum:3942}} || '''''32,7 %''''' || '''+23 %'''
|- align="right"
|align="left"| Gaz naturel || {{formatnum:2292}} || ''25,9'' || {{formatnum:3109}} || ''29,3''|| {{formatnum:3169}} || ''29,0'' || {{formatnum:3577}} || {{formatnum:4702}} || '''''39,1 %''''' || '''+105 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Ss-total fossiles''' || '''{{formatnum:6511}}''' || ''73,6'' || '''{{formatnum:8083}}''' || ''76,1''|| '''{{formatnum:8167}}''' || ''74,8'' || '''{{formatnum:8731}}''' || '''{{formatnum:9086}}''' || '''''75,5 %''''' || '''+39 %'''
|- align="right"
|align="left"| Nucléaire || 812 || ''9,2'' || 794 || ''7,5''|| 989 || ''9,1'' || {{formatnum:1111}} || {{formatnum:1071}} || '''''8,9 %''''' || '''+32 %'''
|- align="right"
|align="left"| Hydraulique || {{formatnum:1068}} || ''12,1'' || {{formatnum:1291}} || ''12,2''|| {{formatnum:1265}} || ''11,6'' || {{formatnum:1376}} || {{formatnum:1385}} || '''''11,5 %''''' || '''+30 %'''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse-déchets || 455 || ''5,1'' || 580 || ''5,5''|| 555 || ''5,1'' || 606 || 556 || '''''4,6 %''''' || '''+22 %'''
|- align="right"
|align="left"| Solaire, éolien || 0,1 || ns || 1,1 || ''0,01'' || 34 || ''0,3'' || 109 || 147 || '''''1,2 %''''' || '''ns'''
|- align="right"
|align="left"| '''Ss-total EnR''' || '''{{formatnum:1524}}''' || ''17,2'' || '''{{formatnum:1871}}''' || ''17,6''|| '''{{formatnum:1854}}''' || ''17,0'' || '''{{formatnum:2091}}''' || '''{{formatnum:2088}}''' || '''''17,3 %''''' || '''+37 %'''
|- align="right"
|align="left"| Solde exp.électricité || -1,3 || ''-0,01'' || -128 || ''-1,2''|| -92 || ''-0,8'' || -214 || -207 || '''''-1,7 %''''' || '''x159'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total''' || '''{{formatnum:8846}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:10620}}''' || ''100''|| '''{{formatnum:10918}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:11718}}''' || '''{{formatnum:12039}}''' || '''''100 %''''' || '''+36 %'''
|-
| colspan="11" |<small>Source des données : [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="AIEBalC"/>.</small>
|}

Après avoir progressé de 20 % entre 1990 et 2000, la consommation d'énergie primaire s'est accrue seulement de 18 % entre 2000 et 2018 ; comme la population a augmenté de 18,2 % pendant cette période<ref>[https://www150.statcan.gc.ca/t1/tbl1/fr/cv.action?pid=1710000501 Estimations de la population au 1er juillet, par âge et sexe], StatCan, 18 novembre 2018.</ref>, la consommation par habitant est restée inchangée.

== Consommation finale d'énergie ==
=== Consommation finale d'énergie par source d'énergie ===
La consommation finale d'énergie au Canada (après raffinage, transformation en électricité ou en [[Réseau de chaleur|chaleur de réseau]], transport, etc) a évolué comme suit :
{| class="wikitable"
|+ Consommation finale d'énergie au Canada par source ([[Pétajoule|PJ]])
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | '''Source'''
 | '''1990'''
 | ''%''
 | '''2000'''
 | ''%''
 | '''2010'''
 | ''%''
 | '''2015'''
 | '''2019'''
 | '''''% 2019'''''
 | '''var.<br />2019/1990'''
|- align="right"
|align="left"| Charbon || 134 || ''2,0'' || 151 || ''1,9''|| 134 || ''1,7'' || 109 || 107 || '''''1,2 %''''' || '''-20 %'''
|- align="right"
|align="left"| Produits pétroliers || {{formatnum:2740}} || ''41,3'' || {{formatnum:3196}} || ''40,7''|| {{formatnum:3747}} || ''47,8'' || {{formatnum:3817}} || {{formatnum:3901}} || '''''45,3 %''''' || '''+42 %'''
|- align="right"
|align="left"| Gaz naturel || {{formatnum:1813}} || ''27,3'' || {{formatnum:2237}} || ''28,5''|| {{formatnum:1768}} || ''22,5'' ||  {{formatnum:2005}} || {{formatnum:2206}} || '''''25,6 %''''' || '''+22 %'''
|- align="right"
|align="left"| Biomasse-déchets || 415 || ''6,2'' || 496 || ''6,3''|| 458 || ''5,8'' || 508 || 459 || '''''5,3 %''''' || '''+11 %'''
|- align="right"
|align="left"| Électricité || {{formatnum:1505}} || ''22,7'' || {{formatnum:1733}} || ''22,1''|| {{formatnum:1716}} || ''21,9'' || {{formatnum:1794}} || {{formatnum:1907}} || '''''22,2 %''''' || '''+27 %'''
|- align="right"
|align="left"| [[Réseau de chaleur|Chaleur]] || 27 || ''0,4'' || 34 || ''0,4''|| 18 || ''0,2'' || 28 || 24 || '''''0,3 %''''' || '''-10 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total''' || '''{{formatnum:6634}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:7848}}''' || ''100''|| '''{{formatnum:7843}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:8262}}''' || '''{{formatnum:8605}}''' || '''''100 %''''' || '''+30 %'''
|-
| colspan="11" |<small>Source des données : [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="AIEBalC"/></small>
|}

=== Consommation finale d'énergie par secteur ===
La répartition par secteur de la consommation finale d'énergie a évolué comme suit :
{| class="wikitable"
|+ Consommation finale d'énergie au Canada par secteur ([[Pétajoule|PJ]])
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | '''Filière'''
 | '''1990'''
 | ''%''
 | '''2000'''
 | ''%''
 | '''2010'''
 | ''%''
 | '''2015'''
 | '''2019'''
 | '''''% 2019'''''
 | '''var.<br />2019/1990'''
|- align="right"
|align="left"| Industrie || {{formatnum:1978}} || ''29,8'' || {{formatnum:2313}} || ''29,5''|| {{formatnum:1792}} || ''22,8'' || {{formatnum:1888}} || {{formatnum:1969}} || '''22,9 %''' || '''-0,5 %'''
|- align="right"
|align="left"| Transport || {{formatnum:1805}} || ''27,2'' || {{formatnum:2183}} || ''27,8''|| {{formatnum:2539}} || ''32,4'' || {{formatnum:2663}} || {{formatnum:2847}} || '''33,1 %''' || '''+58 %'''
|- align="right"
|align="left"| Résidentiel || {{formatnum:1316}} || ''19,8'' || {{formatnum:1375}} || ''17,5''|| {{formatnum:1384}} || ''17,7'' || {{formatnum:1451}} || {{formatnum:1482}} || '''17,2 %''' || '''+13 %'''
|- align="right"
|align="left"| Tertiaire || 770 || ''11,6'' || 962 || ''12,3''|| 948 || ''12,1'' || {{formatnum:1017}} || {{formatnum:1193}} || '''13,9 %''' || '''+55 %'''
|- align="right"
|align="left"| Agriculture || 136 || ''2,0'' || 176 || ''2,2''|| 234 || ''3,0'' || 283 || 292 || '''3,4 %''' || '''+115 %'''
|- align="right"
|align="left"| Usages non énergétiques<br />(chimie) || 629 || ''9,5'' || 838 || ''10,7''|| 943 || ''12,0'' || 958 || 820 || '''9,5 %''' || '''+30 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total''' || '''{{formatnum:6634}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:7848}}''' || ''100''|| '''{{formatnum:7843}}''' || ''100'' || '''{{formatnum:8262}}''' || '''{{formatnum:8605}}''' || '''''100 %''''' || '''+30 %'''
|-
| colspan="11" |<small>Source des données : [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="AIEBalC"/>.</small>
|}

=== Consommation finale d'électricité ===
La consommation d'électricité par habitant au Canada atteignait {{unité|15018 kWh}} en 2019, soit 4,6 fois la moyenne mondiale : {{unité|3265 kWh}} et 18 % au-dessus de la consommation aux États-Unis : {{unité|12744 kWh}} ; seules l'Islande ({{unité|52514 kWh}}) et la Norvège ({{unité|23762 kWh}}) dépassent le niveau canadien<ref name="s-60" group="s"/>, du fait de la présence d'usines d'aluminium qui utilisent des quantités considérables d'électricité dans des [[Production de l'aluminium par électrolyse|procédés électrolytiques]] ; le Canada a aussi de telles usines, mais sa population est beaucoup plus importante.

La répartition par secteur de la consommation finale d'électricité a évolué comme suit :
{| class="wikitable"
|+ Consommation finale d'électricité au Canada par secteur ([[kilowattheure|TWh]])
|- bgcolor="#40E0D0" align="center"
 | '''Secteur'''
 | '''1990'''
 | ''%''
 | '''2000'''
 | ''%''
 | '''2010'''
 | ''%''
 | '''2020'''
 | '''2021'''
 | '''''% 2021'''''
 | '''var.<br />2021/1990'''
|- align="right"
|align="left"| Industrie || 167,9 || ''40,2'' || 203,3 || ''42,2''|| 175,5 || ''36,8'' || 183,7 || 184,5 || '''35,1 %''' || '''+10 %'''
|- align="right"
|align="left"| Transport || 3,3 || ''0,8'' || 4,5 || ''0,9''|| 4,1 || ''0,9'' || 7,6 || 7,6 || '''1,4 %''' || '''+133 %'''
|- align="right"
|align="left"| Résidentiel || 129,8 || ''31,1'' || 138,2 || ''28,7''|| 160,7 || ''33,7'' || 176,6 || 177,4 || '''33,8 %''' || '''+37 %'''
|- align="right"
|align="left"| Tertiaire || 108,4 || ''25,9'' || 125,8 || ''26,1''|| 127,0 || ''26,6'' || 144,6 || 145,3 || '''27,7 %''' || '''+34 %'''
|- align="right"
|align="left"| Agriculture || 8,6 || ''2,1'' || 9,6 || ''2,0''|| 9,5 || ''2,0'' || 10,6 || 10,6 || '''2,0 %''' || '''+23 %'''
|- align="right"
|align="left"| '''Total''' || '''418,0''' || ''100'' || '''481,5''' || ''100''|| '''476,7''' || ''100'' || '''523,0''' || '''525,4''' || '''''100 %''''' || '''+26 %'''
|-
| colspan="11" |<small>Source des données : [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="AIEélec"/>.</small>
|}

== Politique énergétique ==
Le gouvernement souhaite porter la part de l'éolien dans la production d'électricité à 20 % en 2025 ; la biomasse n'a cru que de 1,8 % par an depuis 2002, mais son potentiel est immense grâce aux ressources forestières et agricoles encore peu exploitées. La filière photovoltaïque a commencé à recevoir des investissements significatifs avec {{unité|268|MW}} installés au cours de l'année 2012 et la puissance installée totale atteint {{unité|766|MW}} fin 2012, surtout en Ontario grâce à un système de prix garanti ; le gouvernement a décidé d'accorder un soutien au ''[[net metering]]'' (aide pour la part [[Autoconsommation|autoconsommée]] de la production solaire) qui devrait encourager un développement rapide de la filière<ref name="ObsCa">[https://www.energies-renouvelables.org/observ-er/html/inventaire/charge.asp?inv=15&doc=15e-inventaire-Chap03-3.2.1-Canada.pdf La production d'électricité d'origine renouvelable dans le monde - {{15e|inventaire}} - Édition 2013 - chapitre 3 : détails par région et pays - Canada], site [[EurObserv'ER|Observ'ER]] consulté le 10 février 2014.</ref>.

=== Questions constitutionnelles ===
Le régime [[politique du Canada|politique canadien]] partage les [[compétence (droit)|compétence]]s relatives à l'énergie entre le [[Gouvernement du Canada|gouvernement fédéral]] et les [[Provinces et territoires du Canada|provinces et territoires]]. La [[constitution du Canada]] confie les [[ressource naturelle|ressources naturelles]] et une partie des pouvoirs en matière d'[[environnement]] aux provinces, qui sont notamment responsables de l'[[Réserve pétrolière#Exploration pétrolière|exploration]], du développement, de la conservation et de la gestion des [[ressource non renouvelable|ressources non renouvelables]], en plus d'être compétentes en matière de la production, du transport et de la distribution de l'électricité. Une majorité de provinces sont aussi propriétaires  des [[société de la Couronne|sociétés de la Couronne]] qui dominent l'industrie électrique dans leurs territoires respectifs.

Le gouvernement fédéral exerce principalement ses compétences en matière de réglementation du commerce interprovincial et [[Commerce international|international]], notamment par la réglementation du transport [[chemin de fer|ferroviaire]] et pipelinier, ainsi que de la [[navigation maritime|navigation]]. En matière de normalisation, Ottawa est aussi responsable de l'[[efficacité énergétique (économie)|efficacité énergétique]], en particulier des normes du bâtiment, de celles pour les [[automobile|véhicules neufs]] et des [[écolabel|programmes d'étiquetage]] des [[bien de consommation|produits de consommation]]. Le secteur de l'[[Centrale nucléaire|énergie nucléaire]] est également de compétence fédérale, particulièrement en matière de permis et de sécurité. Enfin, le gouvernement fédéral exerce une compétence plus étendue dans les [[Provinces et territoires du Canada|territoires]].

Ce partage des pouvoirs entre les deux paliers de gouvernement oblige le gouvernement fédéral et les provinces à coordonner leurs [[politique publique|politiques]] respectives. Ce système a engendré plusieurs conflits dans le passé, notamment au sujet du pétrole et du transport de l'électricité, en raison des intérêts divergents qui divisent souvent les provinces. Ces conflits sont motivés à la fois par des conflits idéologiques et par des ressources naturelles inégalement réparties sur le territoire créant des bilans énergétiques qui varient grandement d'une région à l'autre.

==== Réglementation fédérale ====
{{article connexe|Office national de l'énergie}}
Créé en 1959, l'[[Office national de l'énergie]] est un tribunal administratif responsable de la réglementation en matière de transport d'énergie. L'office autorise la construction et l'exploitation des [[oléoduc]]s, des [[gazoduc]]s, accorde des permis pour l'importation et l'exportation d'énergie - dont les exportations d'électricité -, en plus de gérer l'exploitation des zones arctiques et des ressources offshore qui ne sont pas couvertes par des ententes fédérales-provinciales.

En 1985, le gouvernement fédéral et les gouvernements de l'[[Alberta]], de la [[Colombie-Britannique]] et de la [[Saskatchewan]] se sont entendus pour [[déréglementation|déréglementer]] les prix du [[pétrole brut]] et du gaz naturel. Le [[plate-forme pétrolière|pétrole offshore]] au large de la [[côte atlantique]] font l'objet d'ententes entre Ottawa et les provinces de la [[Nouvelle-Écosse]] et de [[Terre-Neuve-et-Labrador]].

==== Réglementations provinciales ====
[[File:NBPowerTransmissionTowerMaintenance.JPG|thumb|right|Un monteur de ligne d'[[Énergie NB]] inspecte une [[ligne à haute tension]] à [[Saint-Jean (Nouveau-Brunswick)|Saint-Jean]] ([[Nouveau-Brunswick]]).]]
Bien que les activités de production de l'énergie soient largement libéralisées, y compris dans le domaine de la production d'électricité, où l'opérateur généralement public n'est plus le seul fournisseur d'électricité de la province, les domaines du transport et de la distribution du gaz naturel et de l'électricité restent généralement des [[monopole]]s réglementés par des commissions des services publics ou régies de l'énergie. Dans le domaine de l'électricité, la majorité des provinces contrôlent toujours les sociétés de transport et de distribution. Les tarifs d'électricité sont moins élevés dans les provinces, comme le Manitoba et la Colombie-Britannique, où l'État dispose d'un vaste parc hydroélectrique et distribue l'électricité tandis que les tarifs les plus élevés sont payés dans les provinces de l'Atlantique et en Alberta, où l'électricité provient majoritairement de sources thermiques.

En vertu de leurs compétences sur le développement des ressources naturelles, l'aménagement du territoire et l'environnement, les provinces ont aussi le pouvoir d'encourager ou de limiter le développement énergétique sur leur territoire, en accordant des [[Contrat de bail|baux]] sur les [[terres de la Couronne]] ou en imposant des mécanismes de [[Politique des énergies renouvelables#Tarifs d'achat (Feed-in Tariffs)|tarification incitative]] (''feed-in tariff'') pour accélérer le développement des [[énergie renouvelable|énergies renouvelables]].

Les provinces productrices ont par ailleurs mis en place un système de [[redevance pétrolière|redevance]]s et de taxes sur la production du pétrole et du gaz naturel. Elles accordent également les permis de production et soutiennent financièrement les [[forage]]s.

{| class="wikitable sortable" style="text-align:left; width:95%;"
|+ '''Prix de détail de l'électricité dans quelques grandes villes canadiennes'''<br />
Prix hors taxes au {{date-|1 avril 2009}}<ref name="HQComparaison" />
|-
! scope="col" style="width:30%;"|Ville
! scope="col" style="width:30%;"|Distributeur
! scope="col" style="width:10%;"|Résidentiel<ref group="note">{{unité|1000|kWh}} mensuel.</ref>
! scope="col" style="width:10%;"|Petite puissance<ref group="note">Puissance : {{unité|40|kW}}, consommation {{formatnum:10000}} kWh, [[Facteur de charge (électricité)|facteur d'utilisation]]:35 %.</ref>
! scope="col" style="width:10%;"|Moyenne puissance<ref group="note">Puissance : {{unité|1000|kW}}, consommation {{formatnum:400000}} kWh, [[Facteur de charge (électricité)|facteur d'utilisation]]:56 %.</ref>
! scope="col" style="width:10%;"|Grande puissance<ref group="note">Puissance : {{unité|50000|kW}}, consommation {{formatnum:30600000}} kWh, [[Facteur de charge (électricité)|facteur d'utilisation]]:85 %.</ref>
|-
! scope="row" style="text-align:left; width:30%;"| [[Saint-Jean de Terre-Neuve|Saint-Jean]]
| style="text-align:left; width:30%;"| [[Newfoundland Power]]/[[Newfoundland and Labrador Hydro|NL Hydro]]
| style="text-align:right; width:10%;"|{{formatnum:11.02}}
| style="text-align:right; width:10%;"|{{formatnum:11.32}}
| style="text-align:right; width:10%;"|{{formatnum:8.45}}
| style="text-align:right; width:10%;"|{{formatnum:3.98}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"| [[Charlottetown]]
| style="text-align:left;"| [[Maritime Electric]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:17.29}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:17.98}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:15.68}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:10.72}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"| [[Halifax (Nouvelle-Écosse)|Halifax]]
| style="text-align:left;"| [[Nova Scotia Power]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:12.88}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:12.65}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:10.45}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:7.70}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"| [[Moncton]]
| style="text-align:left;"| [[Énergie NB]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:11.66}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:12.09}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:10.66}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:6.66}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"| [[Montréal]]
| style="text-align:left;"| [[Hydro-Québec]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:6.87}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:8.94}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:7.21}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:4.53}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"| [[Ottawa]]
| style="text-align:left;"| [[Hydro Ottawa]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:11.27}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:10.75}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:8.76}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:8.15}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"| [[Toronto]]
| style="text-align:left;"| [[Toronto Hydro]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:11.46}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:11.07}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:9.33}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:8.29}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"|[[Winnipeg]]
| style="text-align:left;"| [[Manitoba Hydro]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:6.94}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:6.83}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:5.21}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:3.45}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"|[[Régina (Saskatchewan)|Regina]]
| style="text-align:left;"| [[SaskPower]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:10.91}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:8.76}}
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| style="text-align:right;"|{{formatnum:5.11}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"|[[Edmonton]]
| style="text-align:left;"| [[EPCOR]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:10.22}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:9.81}}
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| style="text-align:right;"|{{formatnum:5.69}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"|[[Calgary]]
| style="text-align:left;"| [[ENMAX]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:12.13}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:11.81}}
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| style="text-align:right;"|{{formatnum:9.38}}
|-
! scope="row" style="text-align:left;"|[[Vancouver]]
| style="text-align:left;"| [[BC Hydro]]
| style="text-align:right;"|{{formatnum:7.13}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:8.02}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:5.62}}
| style="text-align:right;"|{{formatnum:4.03}}
|}
{{Clr}}

=== Efficacité énergétique ===
{{...}}
En vertu de ses pouvoirs en matière de [[commerce international]], le [[Gouvernement du Canada|gouvernement fédéral]] joue un rôle majeur dans les domaines de l'[[efficacité énergétique (économie)|efficacité énergétique]] et de la [[norme et standard techniques|normalisation]]. Les différentes normes canadiennes. se contentent souvent de calquer les mesures en vigueur aux États-Unis, son voisin et principal partenaire commercial. Ainsi, les règles en matière d'efficacité énergétique dans le secteur de l'automobile sont des adaptations des [[Corporate Average Fuel Economy|CAFE]]<ref>{{lien web|url=https://www.ic.gc.ca/eic/site/auto-auto.nsf/fra/am01206.html |auteur=Industrie Canada |titre=Normes canadiennes de consommation de carburant des véhicules |date=6 janvier 2009 |consulté le=20 décembre 2009}}</ref> que le [[National Highway Traffic Safety Administration]] impose à son industrie automobile, tandis que le programme [[ÉnerGuide]] d'[[écolabel|étiquetage]] de l'efficacité énergétique des [[électroménager]]s, des appareils électroniques et du [[matériel de bureau]], entre autres, sont le pendant canadien du programme [[Energy Star]], de l'[[Environmental Protection Agency]]<ref>{{lien web|url=https://oee.nrcan.gc.ca/residentiel/entreprises/energystar/energystar-energuide.cfm?attr=4|auteur=Ressources naturelles Canada |titre=ENERGY STAR® et ÉnerGuide |date=26 juin 2009 |consulté le=20 décembre 2009}}</ref>.

=== Fiscalité ===
{{...}}
Le [[Parti libéral du Canada|Parti libéral]], mené par [[Justin Trudeau]], qui a remporté les législatives le {{date-|19 octobre 2015}}, a promis d'adopter une politique de lutte contre le réchauffement climatique via une [[taxe carbone]]<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/ameriques/021418957862-canada-le-nouvel-executif-veut-relancer-leconomie-en-baissant-les-impots-1167478.php Canada : le nouvel exécutif veut relancer l’économie en baissant les impôts], [[Les Échos]], 20 octobre 2015.</ref>. En réalité, il semble qu'il s'agisse plutôt d'un système de [[marchés du carbone]] au niveau des [[Provinces et territoires du Canada|provinces]], mais avec un prix de base au niveau fédéral<ref>{{en}}, ''The Globe and Mail'', 7 février 2015, [https://www.theglobeandmail.com/news/politics/trudeau-vows-to-adopt-carbon-pricing-if-liberals-win-election/article22842010/ Trudeau announces carbon-pricing plan if Liberals win election]</ref>.

=== Mobilité électrique ===
Le gouvernement canadien annonce en juin 2021 qu'il {{citation|exigera que 100 % des ventes de voitures et de camionnettes soient à zéro émission d’ici 2035 au Canada afin de protéger l’environnement}}, soit cinq ans plus tôt qu'en France. Il décide des mesures incitatives, notamment un bonus de {{unité|5000 $}} pour tout véhicule électrique vendu moins de {{unité|55000 $}}<ref>[https://www.automobile-propre.com/breves/au-canada-les-ventes-de-voitures-seront-100-electriques-des-2035/ Au Canada, les ventes de voitures seront 100 % électriques dès 2035], automobile-propre.com, 1er juillet 2021.</ref>.

== Impact environnemental ==
=== Gaz à effet de serre ===
[[Fichier:Canada GHG map 2008-fr.svg|thumb|upright=1.2|right|Carte du Canada indiquant les augmentations des émissions de GES par province/territoire en 2008, comparativement à l'année de base 1990.
{{Légende/Début}}
{{Légende|#973700|augmentation de 50 % et plus}}
{{Légende|#bf4800|augmentation de 30 % à 50 %}}
{{Légende|#e45500|augmentation de 20 % à 30 %}}
{{Légende|#f57900|augmentation de 10 % à 20 %}}
{{Légende|#fcaf3e|augmentation de 0 % à 10 %}}
{{Légende|#b7d847|diminution de 0 % à 10 %}}
{{Légende|#999999|Chaque carré représente des émissions de {{Unité|2|tonnes}} [[Dioxyde de carbone|CO{{ind|2}}]] éq. par habitant}}
{{Légende/Fin}}]]

L'exploitation des [[sables bitumineux de l'Athabasca]] crée de graves pressions sur l'[[environnement]] et a fait du Canada l'un des plus grands émetteurs de [[gaz à effet de serre]] par habitant au début du {{s-|XXI|e}}, ce qui a entaché sa réputation internationale<ref>{{article|titre=Suddenly the world hates Canada|périodique=Maclean's |lien périodique=Maclean's |prénom=Jonathan |nom=Gatehouse |jour=15 |mois=décembre |année=2009 |url texte=https://www2.macleans.ca/2009/12/15/suddenly-the-world-hates-canada/ |langue=en}}</ref>{{,}}<ref>{{article|prénom=Michel |nom=David |périodique=Le Devoir |lien périodique=Le Devoir |titre=Le passeport sale |jour=19 |mois=décembre |année=2009 |lire en ligne=https://www.ledevoir.com/politique/canada/279743/le-passeport-sale |consulté le=20 décembre 2009}}</ref>.

Bien que le Canada se soit engagé à titre de signataire du [[protocole de Kyōto]] à réduire ses émissions de [[gaz à effet de serre]] à 6 % sous les niveaux de l'année de référence 1990 pour la période 2008-2012, le pays n'a toujours pas mis en œuvre un plan de réduction des émissions.

Déjà, en 2006, le [[gouvernement minoritaire]] du [[premier ministre du Canada|premier ministre]] [[Parti conservateur du Canada|conservateur]]  [[Stephen Harper]] a annoncé qu'il n'atteindrait pas les engagements du Canada, malgré plusieurs projets de lois adoptés par les partis d'opposition à la [[Chambre des communes du Canada]].

Depuis, l'absence de crédibilité du Canada en matière environnementale est la cible de critiques soutenues de la communauté internationale. À la fin de 2009, le Canada a été successivement pointé du doigt à la conférence de l'[[Coopération économique pour l'Asie-Pacifique|APEC]]<ref>{{article|titre=Harper Criticized On Climate Change At APEC Summit|lire en ligne=https://www.citytv.com/toronto/citynews/news/international/article/63318--harper-criticized-on-climate-change-at-apec-summit |prénom=Bruce |nom=Cheadle |périodique=Canadian Press |éditeur=CITY-TV |lieu=Toronto |langue=en |jour=14 |mois=novembre |année=2009|consulté le=18 décembre 2009}}</ref>, au sommet du [[Commonwealth of Nations|Commonwealth]]<ref>{{article|lire en ligne=https://www.guardian.co.uk/environment/2009/nov/26/canada-criticised-over-climate-change |titre= Scientists target Canada over climate change |prénom=Damian |nom=Carrington |périodique=The Guardian |lieu=Londres |jour=26 |mois=novembre |année=2009 |consulté le=18 décembre 2009 |langue=en}}</ref> et à la [[Conférence de Copenhague de 2009 sur le climat|conférence de Copenhague]]<ref>{{article|lire en ligne=https://news.globaltv.com/technology/Canada+target+back+headed+into+Copenhagen+summit/2309960/story.html |titre=Canada has target on its back headed into Copenhagen summit |prénom=Kelly |Cryderman |jour=6 |mois=décembre |année=2009 |éditeur=Global TV |périodique=Canwest News Service |consulté le=18 décembre 2009 |langue=en}}</ref>.

Pendant que le gouvernement fédéral tardait à mettre en place un mécanisme de contrôle et de réduction crédible, plusieurs gouvernements provinciaux ont mis en place des programmes substantiels afin de réduire les émissions sur leurs territoires respectifs. La [[Colombie-Britannique]], le [[Manitoba]], l'[[Ontario]] et le [[Québec]] ont joint les rangs de la [[Western Climate Initiative]]<ref>{{en}} {{lien web|titre=Partner Climate Action Plans|url=https://www.westernclimateinitiative.org/climate-action-plans |date=2009 |auteur=[[Western Climate Initiative]] |consulté le=9 janvier 2010}}</ref>, un groupe de 7 états de l'[[ouest des États-Unis]] dont l'objectif est de mettre en place un cadre commun de [[bourse du carbone|plafonnement et d'échange de crédits de carbone]]. Ces mêmes provinces ont également pris des engagements à l'égard de la réduction et annoncé des mesures concrètes de réduction des gaz à effet de serre.

Les programmes de réduction dans d'autres provinces, et en particulier en Alberta, étaient beaucoup moins avancés en 2009, selon une évaluation du think tank ''Pembina Institute'', qui déplore que les objectifs albertains soient « dangereusement bas » et qu'ils aillent « à contre-sens de la grande majorité des juridictions dans le monde industrialisé »<ref>{{Ouvrage|langue=en|auteur1=The Pembina Institute|titre=Highlights of Provincial Greenhouse Gas Reduction Plans|lieu=Ottawa|éditeur=|année=2009|mois=Août|format=pdf|isbn=|lire en ligne=https://pubs.pembina.org/reports/highlights-of-provincial-greenhouse-gas-reduction-plans.pdf|consulté le=19 décembre 2009}}</ref>.

À la veille de la [[COP21]], le gouvernement de l'Alberta a dévoilé son plan de lutte contre les changements climatiques, qui prévoit une augmentation du prix des émissions de gaz à effet de serre, de {{unité|15|$}} la tonne en 2015 à {{unité|20|$}} en {{date-|janvier 2017}} et {{unité|30|$}} la tonne en 2018. L'argent de la taxe servira notamment à créer un fonds d'ajustement pour les entreprises et leurs travailleurs et à investir dans les transports en commun et les infrastructures vertes. Le scénario présenté prévoit que 30 % de l'électricité de l'Alberta proviendra d'énergies renouvelables d'ici 2030, contre environ 9 % en 2015, et la fin de la pollution par le charbon, qui sera remplacé par étapes. La province compte 18 centrales au charbon qui lui fournissent la moitié de son électricité. L'industrie des sables bitumineux sera mise à contribution : le gouvernement lui impose une limite annuelle d'émission de gaz à effet de serre de {{unité|100|mégatonnes}}. Les groupes environnementaux auraient voulu un plafond plus bas, car les sables bitumineux sont responsables de la moitié de l'augmentation des gaz à effet de serre du Canada depuis 1990<ref>[https://www.lapresse.ca/environnement/climat/201511/23/01-4923760-lalberta-veut-devenir-leader-de-lindustrie-verte.php L'Alberta veut devenir leader de l'industrie verte], [[La Presse (Montréal)|La Presse]], 23 novembre 2015.</ref>.

La ministre de l'Environnement, [[Catherine McKenna]], a annoncé le {{date-|21 novembre 2016}} que le Canada va fermer ses centrales au charbon d'ici 2030 pour accélérer la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans le cadre de l'[[accord de Paris sur le climat]]. Ces centrales rejettent environ 10 % des émissions totales de GES au Canada. Elle a fixé comme nouvel objectif de réduire de 80 % les émissions de GES d'ici 2050 par rapport au niveau de 2005<ref>[https://www.lefigaro.fr/flash-eco/2016/11/21/97002-20161121FILWWW00199-le-canada-va-fermer-ses-centrales-au-charbon-d-ici-2030.php Le Canada va fermer ses centrales au charbon d'ici 2030], [[Le Figaro]], 21 novembre 2016.</ref>.

==== Statistiques ====
En 2019, les émissions du Canada s'élevaient à {{unité|15,19 tonnes}} par habitant, soit 3,5 fois la moyenne mondiale : {{unité|4,39 t}}{{CO2}}/hab (France : 4,36 ; États-Unis : 14,44 ; Chine : 7,07)<ref group="s" name="s-60" />.

{| class="wikitable"
|+ Évolution des émissions de {{CO2}} liées à l'énergie
|- bgcolor="#f7f8ff" align="center"
 | 
 | '''1971'''
 | '''1990'''
 | '''2017'''
 | '''var.<br />2017/1971'''
 | '''var.<br />2017/1990'''
 | '''var.[[Union européenne|UE28]]<br />2017/1990'''
|- align="right"
|align="left"| '''Émissions'''<ref name="c-78" group="c">p.78</ref> (Mt {{CO2}}) || 340,2 || 419,6 || 547,8 || ''+61,0 %'' || ''+30,6 %'' || ''-20,3 %''
|- align="right"
|align="left"| '''Émissions/habitant'''<ref name="c-114" group="c">p.114</ref> (t {{CO2}}) || 15,49 || 15,15 || 14,99 || ''-3,2 %'' || ''-1,1 %'' || ''-25,6 %''
|-----
! colspan="7" |<small>Source : [[Agence internationale de l'énergie]]</small>
|}
Les émissions de [[Dioxyde de carbone|{{CO2}}]] liées à l'énergie au Canada ont connu une très forte progression jusqu'en 2007 ({{unité|561.9|Mt}}, soit +65 % en 36 ans), puis elles ont reculé de 8,4 % en 2 ans sous l'effet de la [[Crise économique mondiale de 2008|crise de 2008]] avant de retrouver en 2014 un nouveau pic proche de celui de 2007 : {{unité|544.0|Mt}} ; depuis, elles ont peu changé.

{| class="wikitable"
|+ Répartition par combustible des émissions de {{CO2}} liées à l'énergie
|- bgcolor="#f7f8ff" align="center"
 | '''Combustible'''
 | '''1971<br />Mt {{CO2}}'''
 | '''1990<br />Mt {{CO2}}'''
 | '''2017<br />Mt {{CO2}}'''
 | '''%'''
 | '''var.<br />2017/1990'''
 | '''var.[[Union européenne|UE28]]<br />2017/1990'''
|- align="right"
|align="left"| '''Charbon'''<ref name="c-81" group="c">p.81</ref> || 63,9 || 96,2 || 69,2 || ''12,6 %'' || ''-28,0 %'' || ''-48,1 %''
|- align="right"
|align="left"| '''Pétrole'''<ref name="c-84" group="c">p.84</ref> || 208,1 || 204,0 || 265,6 || ''48,5 %'' || ''+30,2 %'' || ''-16,2 %''
|- align="right"
|align="left"| '''Gaz naturel'''<ref name="c-87" group="c">p.87</ref> || 68,2 || 119,1 || 211,9 || ''38,7 %'' || ''+77,9 %'' || ''+38,4 %''
|-----
! colspan="7" |<small>Source : [[Agence internationale de l'énergie]]</small>
|}

{| class="wikitable"
|+ Émissions de {{CO2}} liées à l'énergie par secteur de consommation*
|- bgcolor="#f7f8ff" align="center"
 | 
 | '''Émissions 2017'''
 | '''''part du secteur'''''
 | '''Émissions/habitant'''
 | '''Émiss./{{hab.}} UE-28'''
|- bgcolor="#f7f8ff" align="center"
 | '''Secteur'''
 | '''Millions tonnes {{CO2}}'''
 | ''%''
 | '''tonnes {{CO2}}/{{hab.}}'''
 | '''tonnes {{CO2}}/{{hab.}}'''
|- align="right"
|align="left"| '''Secteur énergie''' hors élec. || 124,9 || ''23 %'' || 3,42 || 0,40
|- align="right"
|align="left"| '''Industrie et construction''' || 99,5 || ''18 %'' || 2,73 || 1,58
|- align="right"
|align="left"| '''Transport''' || 172,9 || ''32 %'' || 4,74 || 1,85
|- align="right"
|align="left"| ''dont transport routier'' || ''136,9'' || ''25 %'' || ''3,75'' || ''1,72''
|- align="right"
|align="left"| '''Résidentiel''' || 67,5 || ''12 %'' || 1,85 || 1,36
|- align="right"
|align="left"| '''Tertiaire''' || 59,4 || ''11 %'' || 1,63 || 0,92
|- align="right"
|align="left"| '''Total''' || '''547,8''' || ''100 %'' || '''14,99''' || '''6,26'''
|-----511
! colspan="5" |<small>Source : [[Agence internationale de l'énergie]]<ref name="c-99" group="c">p.99</ref><br />* après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation</small>
|}
Les émissions de {{CO2}} par habitant sont très élevées : 2,4 fois celles de l'Union européenne ; le ratio émissions Canada/émissions Europe est particulièrement élevé dans les transports : 2,6 (du fait, en particulier, des grandes distances) et surtout dans le secteur énergie : 8,5, du fait des consommations d'énergie considérables liées à l'extraction et au traitement des [[sables bitumineux]].

{| class="wikitable centre" style="text-align:left; width:95%;"

|+ '''Émissions de gaz à effet de serre des usages énergétiques au Canada, 1990-2008'''<ref name="GHG2008">{{Ouvrage|langue=en|auteur1=Environnement Canada|titre=National Inventory Report Greenhouse Gas Sources and Sinks in Canada 1990–2008 (3 volumes)|éditeur=[[UNFCCC]]|année=2010|mois=avril|jour=15|isbn=|lire en ligne=https://unfccc.int/files/national_reports/annex_i_ghg_inventories/national_inventories_submissions/application/zip/can_2010_nir_15apr.zip}}</ref>

|-

! scope=col width="28%" style="background:white; border-top-color:white; border-left-color:white; border-bottom-color:white;"|

! scope=col width="56%" colspan="8"|en [[kilotonne|kt]] [[équivalent CO2|éq. {{fchim|CO|2}}]]

! scope=col width="8%" rowspan="2"|Variation 1990-2008 (%)

! scope=col width="8%" rowspan="2"|Part du total 2008 (%)

|-

! scope=col width="28%" style="background:white; border-top-color:white; border-left-color:white;"|

! scope=col width="7%" |1990

! scope=col width="7%" |1995

! scope=col width="7%" |2000

! scope=col width="7%" |2004

! scope=col width="7%" |2005

! scope=col width="7%" |2006

! scope=col width="7%" |2007

! scope=col width="7%" |2008

|-

| scope=row align="left"| Électricité

| align="right" |{{formatnum:95500}}

| align="right" |{{formatnum:101000}}

| align="right" |{{formatnum:132000}}

| align="right" |{{formatnum:127000}}

| align="right" |{{formatnum:125000}}

| align="right" |{{formatnum:117000}}

| align="right" |{{formatnum:125000}}

| align="right" |{{formatnum:119000}}

| align="right" |{{augmentation}} 24,6 %

| align="right" |16,2 %

|-

| scope=row align="left"| Industries des combustibles

| align="right" |{{formatnum:51000}}

| align="right" |{{formatnum:54000}}

| align="right" |{{formatnum:66000}}

| align="right" |{{formatnum:72000}}

| align="right" |{{formatnum:66000}}

| align="right" |{{formatnum:66000}}

| align="right" |{{formatnum:70000}}

| align="right" |{{formatnum:68000}}

| align="right" |{{augmentation}} 33,3 %

| align="right" |9,3 %

|-

| scope=row align="left"| Mines et extraction de pétrole et gaz

| align="right" |{{formatnum:6190}}

| align="right" |{{formatnum:7840}}

| align="right" |{{formatnum:10400}}

| align="right" |{{formatnum:14900}}

| align="right" |{{formatnum:15600}}

| align="right" |{{formatnum:16800}}

| align="right" |{{formatnum:23200}}

| align="right" |{{formatnum:23900}}

| align="right" |{{augmentation}} 286,1 %

| align="right" |3,3 %

|-

| scope=row align="left"| Combustion industrielle

| align="right" |{{formatnum:55000}}

| align="right" |{{formatnum:53300}}

| align="right" |{{formatnum:53400}}

| align="right" |{{formatnum:51500}}

| align="right" |{{formatnum:47600}}

| align="right" |{{formatnum:47000}}

| align="right" |{{formatnum:49400}}

| align="right" |{{formatnum:43400}}

| align="right" |{{diminution}} 21,1 %

| align="right" |5,9 %

|-

| scope=row align="left"| Résidentiel

| align="right" |{{formatnum:43000}}

| align="right" |{{formatnum:45000}}

| align="right" |{{formatnum:45000}}

| align="right" |{{formatnum:43000}}

| align="right" |{{formatnum:42000}}

| align="right" |{{formatnum:40000}}

| align="right" |{{formatnum:44000}}

| align="right" |{{formatnum:43000}}

| align="right" |{{augmentation}}0 %

| align="right" |5,9 %

|-

| scope=row align="left"| Commercial et institutionnel

| align="right" |{{formatnum:25700}}

| align="right" |{{formatnum:28900}}

| align="right" |{{formatnum:33100}}

| align="right" |{{formatnum:37700}}

| align="right" |{{formatnum:36700}}

| align="right" |{{formatnum:33400}}

| align="right" |{{formatnum:34900}}

| align="right" |{{formatnum:34900}}

| align="right" |{{augmentation}} 35,8 %

| align="right" |4,8 %

|-

| scope=row align="left"| Transport

| align="right" |{{formatnum:145000}}

| align="right" |{{formatnum:159000}}

| align="right" |{{formatnum:178000}}

| align="right" |{{formatnum:188000}}

| align="right" |{{formatnum:192000}}

| align="right" |{{formatnum:191000}}

| align="right" |{{formatnum:199000}}

| align="right" |{{formatnum:198000}}

| align="right" |{{augmentation}} 36,6 %

| align="right" |27,0 %

|-

| scope=row align="left"| Sources fugitives

| align="right" |{{formatnum:42700}}

| align="right" |{{formatnum:57000}}

| align="right" |{{formatnum:64700}}

| align="right" |{{formatnum:65600}}

| align="right" |{{formatnum:64700}}

| align="right" |{{formatnum:65800}}

| align="right" |{{formatnum:64700}}

| align="right" |{{formatnum:63800}}

| align="right" |{{augmentation}} 49,4 %

| align="right" |8,7 %

|-

| scope=row align="left"| '''Usages énergétiques'''

| align="right" |'''{{formatnum:469000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:510000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:587000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:603000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:593000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:581000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:614000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:597000}}'''

| align="right" |'''{{augmentation}} 27,3 %'''

| align="right" |'''81,3 %'''

|-

| scope=row align="left"| Usages non-énergétiques

| align="right" |{{formatnum:123000}}

| align="right" |{{formatnum:131000}}

| align="right" |{{formatnum:130000}}

| align="right" |{{formatnum:138000}}

| align="right" |{{formatnum:138000}}

| align="right" |{{formatnum:137000}}

| align="right" |{{formatnum:136000}}

| align="right" |{{formatnum:137000}}

| align="right" |{{augmentation}} 11,4 %

| align="right" |18,7 %

|-

| scope=row align="left"| '''Total des émissions'''

| align="right" |'''{{formatnum:592000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:641000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:717000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:741000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:731000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:718000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:750000}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:734000}}'''

| align="right" |'''{{augmentation}} 24,0 %'''

| align="right" |'''100,0 %'''

|}

{| class="wikitable centre" style="text-align:left; width:95%;"

|+ '''Émissions de gaz à effet de serre par province/territoire au Canada, 1990-2008'''<ref name="GHG2008"/>

|-

! scope=col width="28%" style="background:white; border-top-color:white; border-left-color:white; border-bottom-color:white;"|

! scope=col width="56%" colspan="8"|en [[kilotonne|kt]] [[équivalent CO2|éq. {{fchim|CO|2}}]]

! scope=col width="8%" rowspan="2"|Variation 1990-2008 (%)

! scope=col width="8%" rowspan="2"|Part du total 2008 (%)

|-

! scope=col width="28%" style="background:white; border-top-color:white; border-left-color:white;"|

! scope=col width="7%" |1990

! scope=col width="7%" |1995

! scope=col width="7%" |2000

! scope=col width="7%" |2004

! scope=col width="7%" |2005

! scope=col width="7%" |2006

! scope=col width="7%" |2007

! scope=col width="7%" |2008

|-

| scope=row align="left"| {{Terre-Neuve-et-Labrador}}

| align="right" |{{formatnum:9450}}

| align="right" |{{formatnum:8250}}

| align="right" |{{formatnum:8720}}

| align="right" |{{formatnum:10100}}

| align="right" |{{formatnum:10100}}

| align="right" |{{formatnum:9530}}

| align="right" |{{formatnum:10700}}

| align="right" |{{formatnum:10100}}

| align="right" |6,9 %

| align="right" |1,4 %

|-

| scope=row align="left"| {{Île-du-Prince-Édouard}}

| align="right" |{{formatnum:1980}}

| align="right" |{{formatnum:1880}}

| align="right" |{{formatnum:2200}}

| align="right" |{{formatnum:2290}}

| align="right" |{{formatnum:2230}}

| align="right" |{{formatnum:2110}}

| align="right" |{{formatnum:2070}}

| align="right" |{{formatnum:1970}}

| align="right" |-0,5 %

| align="right" |0,3 %

|-

| scope=row align="left"| {{Nouvelle-Écosse}}

| align="right" |{{formatnum:19000}}

| align="right" |{{formatnum:18600}}

| align="right" |{{formatnum:20900}}

| align="right" |{{formatnum:22800}}

| align="right" |{{formatnum:21800}}

| align="right" |{{formatnum:20100}}

| align="right" |{{formatnum:20700}}

| align="right" |{{formatnum:20900}}

| align="right" |10,0 %

| align="right" |2,9 %

|-

| scope=row align="left"| {{Nouveau-Brunswick}}

| align="right" |{{formatnum:15900}}

| align="right" |{{formatnum:16800}}

| align="right" |{{formatnum:19900}}

| align="right" |{{formatnum:21300}}

| align="right" |{{formatnum:21000}}

| align="right" |{{formatnum:18700}}

| align="right" |{{formatnum:19100}}

| align="right" |{{formatnum:18000}}

| align="right" |13,2 %

| align="right" |2,5 %

|-

| scope=row align="left"| {{Québec}}

| align="right" |{{formatnum:82800}}

| align="right" |{{formatnum:79400}}

| align="right" |{{formatnum:82300}}

| align="right" |{{formatnum:89100}}

| align="right" |{{formatnum:85400}}

| align="right" |{{formatnum:83800}}

| align="right" |{{formatnum:86800}}

| align="right" |{{formatnum:82000}}

| align="right" |-1,0 %

| align="right" |11,2 %

|-

| scope=row align="left"| {{Ontario}}

| align="right" |{{formatnum:176000}}

| align="right" |{{formatnum:174000}}

| align="right" |{{formatnum:200000}}

| align="right" |{{formatnum:199000}}

| align="right" |{{formatnum:200000}}

| align="right" |{{formatnum:192000}}

| align="right" |{{formatnum:200000}}

| align="right" |{{formatnum:190000}}

| align="right" |8,0 %

| align="right" |26,0 %

|-

| scope=row align="left"| {{Manitoba}}

| align="right" |{{formatnum:18600}}

| align="right" |{{formatnum:19800}}

| align="right" |{{formatnum:21200}}

| align="right" |{{formatnum:21400}}

| align="right" |{{formatnum:21000}}

| align="right" |{{formatnum:21100}}

| align="right" |{{formatnum:21700}}

| align="right" |{{formatnum:21900}}

| align="right" |17,7 %

| align="right" |3,0 %

|-

| scope=row align="left"| {{Saskatchewan}}

| align="right" |{{formatnum:43400}}

| align="right" |{{formatnum:59100}}

| align="right" |{{formatnum:66500}}

| align="right" |{{formatnum:71700}}

| align="right" |{{formatnum:72300}}

| align="right" |{{formatnum:71300}}

| align="right" |{{formatnum:74000}}

| align="right" |{{formatnum:75000}}

| align="right" |72,8 %

| align="right" |10,3 %

|-

| scope=row align="left"| {{Alberta}}

| align="right" |{{formatnum:171000}}

| align="right" |{{formatnum:200000}}

| align="right" |{{formatnum:226000}}

| align="right" |{{formatnum:234000}}

| align="right" |{{formatnum:231000}}

| align="right" |{{formatnum:234000}}

| align="right" |{{formatnum:246000}}

| align="right" |{{formatnum:244000}}

| align="right" |42,7 %

| align="right" |33,4 %

|-

| scope=row align="left"| {{Colombie-Britannique}}

| align="right" |{{formatnum:49300}}

| align="right" |{{formatnum:57500}}

| align="right" |{{formatnum:61600}}

| align="right" |{{formatnum:64600}}

| align="right" |{{formatnum:62100}}

| align="right" |{{formatnum:61100}}

| align="right" |{{formatnum:64500}}

| align="right" |{{formatnum:65100}}

| align="right" |32,0 %

| align="right" |8,9 %

|-

| scope=row align="left"| Territoires

| align="right" |{{formatnum:2031}}

| align="right" |{{formatnum:2438}}

| align="right" |{{formatnum:2054}}

| align="right" |{{formatnum:2090}}

| align="right" |{{formatnum:1946}}

| align="right" |{{formatnum:1784}}

| align="right" |{{formatnum:2267}}

| align="right" |{{formatnum:2161}}

| align="right" |6,4 %

| align="right" |0,3 %

|-

| scope=row align="left"| '''Canada'''<ref group="note">Certaines émissions ne sont rapportées qu'au niveau canadien.</ref>

| align="right" |'''{{formatnum:589461}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:635330}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:709320}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:738380}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:728876}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:715524}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:747837}}'''

| align="right" |'''{{formatnum:731131}}'''

| align="right" |'''24,0 %'''

| align="right" |'''100 %'''

|}

=== Pollution de l'eau, de l'air et des sols ===
{{article détaillé|Sables bitumineux de l'Athabasca#Impacts environnementaux}}
L'exploitation des [[sables bitumineux de l'Athabasca]] entraine une déforestation massive, la création d'immenses étangs de décantation de boues toxiques, pouvant contenir de l'arsenic, du plomb, et du mercure, le déversement dans l'atmosphère de quantités importantes de [[dioxyde d'azote]] et de [[dioxyde de soufre]], et ses bassins de décantation entraînent également des émanations de [[composés organiques volatils]] et de [[sulfure d'hydrogène]].

== Notes et références ==
=== Notes ===
<references group="note"/>

=== Références ===
* {{en}} [[Agence internationale de l'énergie]] (AIE - en anglais : ''International Energy Agency - IEA''), [https://iea.blob.core.windows.net/assets/52f66a88-0b63-4ad2-94a5-29d36e864b82/KeyWorldEnergyStatistics2021.pdf ''Key World Energy Statistics 2021''], {{pdf}}, septembre 2021.
{{Références|colonnes=5|group=s}}
* {{Ouvrage |langue= de |auteur institutionnel= Agence fédérale pour les sciences de la terre et les matières premières |titre= BGR Energiestudie 2021 - Daten und Entwicklungen der deutschen und globalen Energieversorgung |traduction titre=Données et évolutions de l'approvisionnement allemand et mondial |pages=175 |url= https://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Downloads/energiestudie_2021.pdf |format=pdf |date= février 2022 |consulté le= 3 juillet 2022}}
{{références|colonnes=5|groupe=r}}
* {{en}} [https://www.energyinst.org/__data/assets/pdf_file/0004/1055542/EI_Stat_Review_PDF_single-2.pdf 2023 Statistical Review of World Energy] {{pdf}}, [[Energy Institute]], 26 juin 2023.
{{Références|colonnes=5|group=e}}
* {{en}} [https://webstore.iea.org/download/direct/2521?fileName=CO2_Emissions_from_Fuel_Combustion_2019_Highlights.pdf CO2 Emissions from Fuel Combustion 2019 Highlights], [[Agence internationale de l'énergie]], {{date-|15 novembre 2019}}  {{pdf}}.
{{références|colonnes=5|groupe=c}}

* Autres références
{{Références|colonnes=2}}

== Voir aussi ==
=== Bibliographie ===

* {{Ouvrage|langue=en|prénom1=G. Bruce|nom1=Doern|prénom2=Glen|nom2=Toner|titre=The Politics of Energy|sous-titre=The Development and Implementation of the NEP|lieu=Toronto|éditeur=[[Methuen (maison d'édition)|Methuen]]|année=1985|pages totales=523|isbn=0-458-98920-7|plume=oui}}.
* {{Ouvrage|prénom1=Earle|nom1=Gray|titre=Quarante ans dans l'intérêt du public : histoire de l'Office national de l'énergie.|lieu=Vancouver|éditeur=[[Douglas & McIntyre]]|année=2000|pages totales=149|isbn=1-55054-802-6|plume=oui}}.
* {{Ouvrage|langue=en|prénom1=Kenneth|nom1=Norrie|prénom2=Douglas|nom2=Owram|prénom3=J.C. Herbert|nom3=Emery|titre=A History of the Canadian Economy|lieu=Toronto|éditeur=Nelson|année=2008|numéro d'édition=4|pages totales=466|isbn=978-0-17-625250-2}}.

=== Articles connexes ===
* [[Énergie au Québec]]

=== Liens externes ===
* {{mul|en|fr}} [https://www.one-neb.gc.ca/ Office national de l'énergie du Canada]
* {{mul|en|fr}} [https://www.nrcan-rncan.gc.ca/com/ Ressources naturelles Canada]
[[Statistique Canada]] :
* [https://www5.statcan.gc.ca/cansim/a05?lang=fra&id=1280002&pattern=1280002&searchTypeByValue=1&p2=35 128-0002 Disponibilité et écoulement d'énergie primaire et secondaire en térajoules]
* [https://www5.statcan.gc.ca/cansim/a26 127-0007 Production de l'énergie électrique, selon la classe de producteur d'électricité]
* [https://www5.statcan.gc.ca/olc-cel/olc.action?objId=57-003-X&objType=2&lang=fr&limit=0 57-003 Bulletin sur la disponibilité et écoulement d'énergie au Canada]
* [https://www5.statcan.gc.ca/olc-cel/olc.action?ObjId=57-601-X&ObjType=2&lang=fr&limit=0 57-601-X Guide statistique de l'énergie]

{{Palette|Énergie en Amérique}}

{{portail|Canada|énergie}}

{{DEFAULTSORT:Energie au Canada}}
[[Catégorie:Énergie au Canada| ]]
[[Catégorie:Économie au Canada|Energie]]