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 2023 le d'énergie au monde, avec 3,7 % de la production mondiale et le d'électricité en 2023 avec une part de 2,1 %. Sa production d'électricité est tirée en majorité (65,9 % en 2024) des énergies renouvelables, en particulier de l'hydraulique (55,4 %) et de l'énergie éolienne (7,5 %) ; le nucléaire fournit 13,9 % et les combustibles fossiles 20,2 % (gaz naturel : 16,4 %, charbon : 2,9 %). L'électricité contribue pour 23,3 % en 2023 à la consommation finale d'énergie du pays, qui est composée pour l'essentiel de produits pétroliers (44,2 %) et de gaz naturel (26,0 %).
Le Canada était en 2022 le mondial d'uranium avec 15 % de la production mondiale ; il figure également en 2023 parmi les plus grands producteurs d'hydroélectricité (), d'électricité nucléaire (), de pétrole (), de gaz naturel () et de charbon (). Ses réserves de pétrole sont les quatrièmes au monde (10,2 % du total mondial), mais sont constituées à 97,3 % de sables bitumineux.
Les Canadiens sont de gros consommateurs d'énergie primaire : /habitant en 2024, soit 3,8 fois la moyenne mondiale ; ils dépassent même de 12,5 % leurs voisins américains, avec qui ils forment le plus grand marché commun énergétique au monde. Le Canada envoie vers les États-Unis 93 % 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 exportateur net d'énergie, le Canada 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 Québec, dont les raffineries ne peuvent traiter les 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 ; son solde exportateur de 2023 le classe au mondial des exportateurs d'électricité.
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 gaz à effet de serre du Canada liées à l'énergie atteignaient 1,6 % des émissions mondiales en 2024. Les émissions de par habitant dues à la combustion atteignaient trois fois la moyenne mondiale et 3,45 fois celles de la France, 2,6 % au-dessous de celles des États-Unis. Les émissions de par habitant du secteur des transports sont 2,4 fois plus élevées que celles de l'Union européenne.
Vue d'ensemble
Principaux indicateurs de l'énergie au Canada Population Consom.énergieprimaire Production Exportationnette Energy Statistics Data Browser - Net energy imports, Canada, 1990-2024, Agence internationale de l'énergie, 10 juin 2025. Consom.élect Energy Statistics Data Browser - Electricity consumption, Canada, 1990-2024, Agence internationale de l'énergie, 10 juin 2025.. ÉmissionsGES*tab.GHG-Energy Année Million PJ PJ PJ TWh Mt éq 1990 27,69 448,3 455 2000 30,69 516,9 565 2010 34,01 552,1 595 2011 34,34 570,3 609 2012 34,71 559,6 606 2013 35,08 580,0 618 2014 35,43 584,2 629 2015 35,70 565,5 622 2016 36,11 569,1 622 2017 36,55 565,6 639 2018 37,07 577,2 653 2019 37,62 571,9 647 2020 38,03 561,4 585 2021 38,24 573,7 593 2022 38,94 580,4 608 2023 40,08 579,6 607 2024 41,29 581,5 610 variation1990-2024 +49 % +40 % +109 % +371 % +30 % +34 %* émissions de gaz à effet de serre liées à l'énergie.
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 : + Place du Canada dans les classements mondiaux Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires Pétrole brutRéserves prouvées 2022 25,96 Gt 10,2 % : Vénézuela (18,7 %), : Arabie saoudite (15,3 %), : Iran (11,2 %)Production22 2023 277,9 Mt 6,2 % : États-Unis (, 18,3 %), : Russie (12,0 %), : Arabie saoudite (11,8 %)Exportation nette33 2023 182,2 Mt 8,6 % : Arabie saoudite (, 16,3 %), : Russie (11,0 %), : Irak (8,7 %) Gaz naturelRéserves prouvées 2022 Gm3 1,2 % : Russie (22,7 %), : Iran (16,1 %), : Qatar (11,3 %), : États-Unis (7,8 %)Production 2023 190,3 Mds m 4,7 % : États-Unis (25,5 %), : Russie (14,4 %), : Iran (6,2 %), : Chine (5,8 %)Exportation brute 2023 79 Mds m 6,4 % : États-Unis (16,6 %), : Russie (11,3 %), : Qatar (10,4 %) CharbonExportation brute 2023 0,99 EJ 2,8 % : Indonésie (28,2 %), : Australie (25,4 %), : Russie (15,2 %), : États-Unis (7,0 %) ÉlectricitéProduction 2023 626,8 TWh 2,1 % : Chine (31,6 %), : États-Unis (14,8 %)Exportation nette Energy Statistics Data Browser - Electricity imports vs. exports, Canada, 1990-2023, Agence internationale de l'énergie, 21 décembre 2023. 2023 27,7 TWh 7,8 % : France (), : Laos ( en 2022), : Suède ()Production d'électricité par source56Renouvelables 2023 421,2 TWh 4,7 % : Chine (, 32,2 %), : États-Unis (, 10,8 %), : Brésil (, 7,0 %) NucléaireProduction d'électricité53 2023 89,64 TWh 3,3 % : États-Unis (29,8 %), : Chine (15,9 %), : France (12,4 %)Puissance installée IAEA - PRIS - Operational Reactors, AIEA, 18/01/2025. 2023 12,67 GW 3,4 % : États-Unis (, 25,7 %), : France (16,7 %), : Chine (14,7 %)% nucléaire/élec* IAEA - PRIS - Nuclear Share of Electricity Generation in 2023, AIEA, 18/01/2025. 2023 13,7 % : France (64,8 %), : Slovaquie (61,3 %), ... : États-Unis (18,6 %) HydroélectricitéProduction57 2023 363,7 TWh 8,6 % : Chine (28,9 %), : Brésil (10,1 %)Puissance installée 2024 World Hydropower Outlook (pages 92-93), Association internationale de l'hydroélectricité (IHA), 12 juin 2024. 2023 83,3 GW 5,9 % : Chine (, 28,9 %), : Brésil (7,8 %), : États-Unis (7,2 %) Énergie éolienneProduction d'électricité 2023 37,4 TWh 1,6 % : Chine (, 38,1 %), : États-Unis (18,5 %), : Allemagne (6,0 %)Puissance installée62 2023 16,99 GW 1,7 % : Chine (, 43,4 %), : États-Unis (14,6 %)* % source (nucléaire, éolien)/total production d'électricité
Production d'énergie primaire Le Canada a produit en 2024 d'énergie primaire, en hausse de 2 % par rapport à 2023 (), année où sa part dans la production mondiale atteignait 3,7 %, au mondial, derrière la Chine (21,1 %), les États-Unis (15,8 %), la Russie (9,0 %) et l'Inde (4,6 %) Energy Statistics Data Browser - Domestic energy production by source, World, 1990-2023, Agence internationale de l'énergie, 10 juin 2025..
+ Production d'énergie primaire au Canada par source (PJ) Source 1990 % 2000 % 2010 % 2020 % 2024 % 2024 var.2024/1990 Charbon 13,7 9,2 8,5 4,7 4,5 % -31 % Pétrole 34,3 34,3 42,0 51,0 52,6 % +224 % Gaz naturel 32,0 39,6 33,1 29,8 30,8 % +102 % Ss-total fossiles 79,8 83,0 83,4 85,6 88,0 % +131 % Nucléaire 812 7,0 794 5,1 989 5,9 4,9 939 3,9 % +16 % Hydraulique 9,2 8,2 7,6 6,4 5,1 % +16 % Biomasse-déchets 470 4,1 528 3,4 499 3,0 529 2,4 540 2,2 % +15 % Éolien, solaire 0,1 ε 1,1 0,01 34 0,2 145 0,7 198 0,8 % x2128 Total EnR 13,3 11,6 10,7 9,5 8,1 % +28 % Total 100 100 100 100 100 % +109 %Source des données : Agence internationale de l'énergie
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, dans le sud-ouest de l'Ontario en 1858, mais le potentiel pétrolier de l'Alberta est mis en valeur depuis le début du . Un premier grand champ pétrolifère, celui de Turner Valley, est exploité à compter des années 1920.
La découverte d'un important gisement de pétrole à Leduc en – 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 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 raffineries canadiennes, le reste étant importé.
Leduc et les premiers pipelines
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, établit un cadre légal balisant la construction et l'exploitation des oléoducs et gazoducs 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 , l’Interprovincial Pipeline, reliant Edmonton à Regina.
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 pétroliers et acheminé au centre pétrochimique de 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, dans le nord du Wisconsin. De l'autre, l'opposition conservatrice au Parlement revendique, au nom d'un nationalisme énergétique canadien, la construction d'un oléoduc entièrement en sol canadien, qui aurait Port-Arthur (aujourd'hui Thunder Bay) pour terminus.
Le problème est épineux pour 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 dès , juste à temps pour alimenter la croissance substantielle de l'économie canadienne au cours de la période 1951-1956. Le pipeline TransMountain, reliant Edmonton, Vancouver et les raffineries de Puget Sound, dans l'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 Gordon, mise sur pied par les 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 à entre 1955 et en raison de la 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.