Profils énergétiques des provinces et territoires – Terre-Neuve-et-Labrador

Terre-Neuve-et-Labrador

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Table des matières

  • Figure 1 : Production d’hydrocarbures

    Figure 1 : Production d’hydrocarbures

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2021

    Description :
    Ce graphique illustre la production d’hydrocarbures à Terre-Neuve-et-Labrador de 2010 à 2020. Au cours de cette période, la production de pétrole brut a augmenté, passant de 266 kb/j à 283 kb/j.

  • Figure 2 : Production d’électricité selon le type de combustible (2019)

    Figure 2 : Production d’électricité selon le type de combustible (2019)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2021

    Description :
    Ce diagramme circulaire illustre la production d’électricité à Terre-Neuve-et-Labrador par méthode de production. En 2019, la production totale d’électricité s’est élevée à 42,7 TWh.

  • Figure 3 : Carte des infrastructures du pétrole brut

    Figure 3 : Carte des infrastructures du pétrole brut

    Source et description :

    Source :
    Régie

    Description :
    Cette carte montre toutes les raffineries et plateformes pétrolières au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador ainsi que l’infrastructure de transport de pétrole brut au Canada atlantique.

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  • Figure 4 : Demande pour utilisation finale selon le secteur (2019)

    Figure 4 : Demande pour utilisation finale selon le secteur (2019)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2021

    Description :
    Ce diagramme circulaire présente la demande d’énergie pour utilisation finale à Terre-Neuve-et-Labrador par secteur. En 2018, la demande d’énergie pour utilisation finale a totalisé 179 PJ. Le secteur industriel vient au premier rang avec 42 % de la demande totale, suivi des transports (35 %), puis des secteurs résidentiel (15 %) et commercial (8 %).

  • Figure 5 : Demande pour utilisation finale selon le combustible (2019)

    Figure 5 : Demande pour utilisation finale selon le combustible (2019)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2021

    Description :
    Cette figure illustre la demande pour utilisation finale par type de combustible à Terre-Neuve-et-Labrador en 2018. Les produits pétroliers raffinés ont compté pour 104 PJ (58 %) de la demande, suivis de l’électricité, avec 38 PJ (21 %), du gaz naturel, à 24 PJ (13 %) et des biocarburants, à 11 PJ (6 %), et des autres combustibles, à 3 PJ (2 %).
    Remarque : Les autres combustibles comprennent le charbon, le coke et le gaz de cokerie.

  • Figure 6 : Émissions de GES par secteur

    Figure 6 : Émissions de GES par secteur

    Source et description :

    Source :
    Environnement et Changement climatique Canada – Rapport d'inventaire national

    Description :
    Ce graphique à colonnes empilées illustre les émissions de GES à Terre-Neuve-et-Labrador par tranches de cinq ans, de 1990 à 2020 en Mt d’éq. CO2. Les émissions totales de GES ont augmenté à Terre-Neuve-et-Labrador, passant de 9,5 Mt d’éq. CO2 en 1990 à 11,1 Mt en 2020.

  • Figure 7 : Intensité des émissions découlant de la production d’électricité

    Figure 7 : Intensité des émissions découlant de la production d’électricité

    Source et description :

    Source :
    Environnement et Changement climatique Canada – Rapport d'inventaire national

    Description :
    Ce graphique à colonnes montre l’intensité des émissions découlant de la production d’électricité à Terre-Neuve-et-Labrador de 1990 à 2020. En 1990, l’électricité produite à Terre-Neuve-et-Labrador a émis 45 g d’éq. CO2 par kWh. En 2020, l’intensité des émissions avait diminué à 24 g d’éq. CO2 par kWh.

Production énergétique

Pétrole brut

  • En 2020, Terre-Neuve-et-Labrador a produit 282,7 milliers de barils par jour (« kb/j ») de pétrole, soit 5 % de la production canadienne totale et 24 % de la production de pétrole léger au Canada (figure 1).
  • Terre-Neuve-et-Labrador est la plus grande province productrice de pétrole brut de l’Est du Canada et la troisième province productrice de pétrole au pays, derrière l’Alberta et la Saskatchewan.
  • La production provient de quatre projets extracôtiers : Hibernia (en anglais), Terra Nova, White Rose (en anglais) et les projets d’agrandissement White Rose et Hebron (en anglais). Les quatre projets sont situés dans le bassin Jeanne d’Arc.
  • La production de la plateforme pétrolière Hibernia exploitée par ExxonMobil s’est élevée à 99,2 kb/j en 2021, une baisse de 16 % par rapport à 2020. Hibernia est une coentreprise entre ExxonMobil Canada (participation de 33,125 %), Chevron Canada Resources (26,875 %), Suncor Energy (20 %), Canada Hibernia Holding Corporation (8,5 %), Murphy Oil (6,5 %) et Equinor Canada Ltd. (5 %). En outre, le prolongement sud d’Hibernia, un projet sous-marin relié à la plateforme d’Hibernia, est détenu et exploité par le même groupe de sociétés et une société d’État provinciale, la Oil and Gas Corporation of Newfoundland and LabradorNote de bas de page 1 (« Oilco »), dont la participation dans le projet s’élève à 8,7 %.
  • La production de la plateforme pétrolière Hebron s’est établie à 138,6 kb/j en 2021, une baisse de 2 % par rapport à 2020. Hebron a commencé à produire en novembre 2017. Hebron, une coentreprise d’ExxonMobil Canada (35,5 %), de Chevron Canada Resources (29,6 %), de Suncor Energy (21 %), d’Equinor Canada Ltd. (9 %) et d’Oilco (4,9 %), produit du pétrole lourd.
  • En 2021, les champs White Rose et North Amethyst ont produit en moyenne 20 kb/j de pétrole à partir de l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement SeaRose, une baisse de 21 % par rapport à 2020. Ces champs appartiennent à Cenovus, Suncor et Oilco.
  • Le projet West White Rose visait à obtenir 200 millions de barils de pétrole brut léger et à prolonger de 14 ans la durée de vie du champ de pétrole White Rose. Les travaux de construction ont été interrompus en mars 2020 en raison de préoccupations liées à la COVID-19. Cenovus Energy décidera d’ici le milieu de 2022 si elle relance le projet West White Rose.
  • Suncor Energy exploite le champ Terra Nova, à environ 350 km au Sud-Est de Terre-Neuve. Terra Nova n’a pas produit de pétrole depuis décembre 2019. En 2021, Suncor Energy et les autres propriétaires de Terra Nova ont conclu le projet de prolongement de la durée de vie des actifs pour poursuivre la production jusqu’en 2031. La production devrait reprendre avant la fin de 2022 et atteindre 29 kb/j. Le projet devrait permettre la récupération de 70 millions de barils de pétrole de plus. Au terme d’une récente restructuration, Terra Nova est devenu la propriété de Suncor Energy, Cenovus Energy et Murphy Oil.
  • Six découvertes de pétrole ont été faites dans les eaux du bassin de la passe Flamande au large de Terre-Neuve-et-Labrador au cours des dernières années. Il s’agit de Bay du Nord/Bay de Verde, Mizzen, Baccalieu et Harpoon. En 2020, Equinor a fait deux nouvelles découvertes de pétrole – Cappahayden et Cambriol – qui font l’objet d’une évaluation pour déterminer leur potentiel.
  • Equinor propose de mettre en valeur le champ Bay du Nord (en anglais) dans le bassin de la passe Flamande, à environ 450 km à l’est-nord-est de St. John’s. Le champ principal de Bay du Nord comprend les découvertes Bay du Nord, Bay de Verde, Bay de Verde East et Baccalieu. On estime que les découvertes renferment ensemble 452 millions de barils de pétrole récupérables à des profondeurs allant de 1 000 à 1 200 mètres. Bay du Nord serait la première mise en valeur extracôtière de la province à l’extérieur du bassin Jeanne d’Arc et le premier projet au monde situé au-delà de la limite de 200 milles marins, qui est assujettie à la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer.
  • Equinor Canada Ltd. doit attendre que l’évaluation environnementale déposée auprès de l’Agence d’évaluation d’impact du Canada (« ACEI ») soit approuvée avant d’aller de l’avant avec ses plans de mise en valeur de Bay du Nord et des champs satellites avoisinants, dont le nombre de puits est estimé à 10 et à 30, respectivement.
  • Les évaluations environnementales déposées auprès de l’ACEI suggèrent les activités de forage suivantes dans la zone extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador :
    • Bassin Jeanne d’Arc : Jusqu’à 10 puits pourraient être forés entre 2019 et 2027 dans le cadre du projet de forage exploratoire de Husky, et jusqu’à 12 entre 2019 et 2028 dans le cadre du projet de Tilt Cove de Suncor Energy.
    • Bassin Orphan : Dans le cadre de son programme de forage exploratoire dans le bassin Orphan, BP Canada Energy Group propose de forer jusqu’à 20 puits entre 2020 et 2026. Le projet de forage exploratoire et les études des fonds marins de BP Canada proposent également de forer jusqu’à 20 puits entre 2020 et 2025.
    • Le programme du projet de forage exploratoire Central Ridge d’Equinor Canada Ltd. prévoit que jusqu’à six puits pourraient être forés entre 2020 et 2029.
  • En 2021, les ressources restantes de pétrole brut de Terre-Neuve-et-Labrador étaient estimées à 2,26 milliards de barils.
  • L’Office Canada – Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (« L'OCTNLHE ») est l’organisme de réglementation indépendant créé en 1986 en vertu des lois de mise en œuvre des Accords de l’Atlantique. Son mandat inclut la sécurité en mer, la protection de l’environnement et la gestion des ressources et des retombées économiques.

Produits pétroliers raffinés

  • La raffinerie North Atlantic (en anglais) à Come by Chance est la seule raffinerie de la province. Elle est à l’arrêt depuis mars 2020 en raison de la baisse rapide de la demande de produits pétroliers causée par la pandémie de COVID-19. En exploitation, sa capacité était de 130 kb/j.
  • À la fin de 2021, la société d’investissement privé américaine Cresta Fund Management a acheté une participation majoritaire dans l’installation et projette de convertir la raffinerie pour produire des carburants renouvelables. L’installation, qui a été renommée Braya Renewable Fuels, devrait être en mesure de produire 14 kb/j de carburant renouvelable d’ici le milieu de 2022. La raffinerie utilisera de l’huile de maïs, des graisses animales et de l’huile de cuisson usée comme charge d’alimentation.
  • Avant que la raffinerie North Atlantic interrompe ses activités, Terre-Neuve-et-Labrador avait un surplus net de produits pétroliers raffinés et exportait une part importante de sa production vers le marché de la côte Est des États-Unis.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel (« LGN »)

  • En 2021, les installations de pétrole brut situées au large des côtes de Terre-Neuve ont produit 433 millions de pieds cubes par jour (« Mpi3/j ») de gaz naturel. Cette production a servi à alimenter les installations extracôtières, a été réinjectée dans le sol pour maintenir la pression dans les gisements ou accroître la récupération des hydrocarbures, et une petite quantité a été brûlée à la torche.
  • Une petite quantité de LGN est comprise dans la production de pétrole, mais il n’y a pas de production commerciale de LGN à Terre-Neuve-et-Labrador.
  • L’OCTNLHE estime à 12,6 mille milliards de pieds cubes les ressources gazières de qualité commerciale de Terre-Neuve-et-Labrador. La province élabore actuellement un cadre pour le gaz naturel afin d’encourager sa mise en valeur.

Électricité

  • En 2019, Terre-Neuve-et-Labrador a produit 40,8 térawattheures (« TWh ») d’électricité (figure 2), ce qui correspond approximativement à 7 % de la production totale d’électricité au Canada. La province vient au cinquième rang au pays à ce chapitre, avec une capacité de production estimée à 7 822 mégawatts (« MW »).
  • Près de 96 % de l’électricité produite à Terre-Neuve-et-Labrador provenait de sources hydrauliques, notamment de la centrale Churchill Falls (en anglais) de 5 428 MW, l’une des plus grandes centrales électriques du Canada. Nalcor détient une participation de 65,8 % dans le projet et Hydro-Québec, les 34,2 % restants. La plus grande partie de l’électricité de cette centrale est vendue à Hydro-Québec en vertu d’un contrat à long terme qui expirera en 2041.
  • Le projet Lower Churchill (en anglais) (cours inférieur du fleuve Churchill) de Nalcor comprend la construction de deux centrales hydroélectriques : Muskrat Falls (en anglais) et Gull Island. Newfoundland and Labrador Hydro (en anglais) a repoussé à mars 2022 la date d’achèvement de Muskrat Falls. La première des quatre unités a commencé à produire de l’électricité en 2020. Le coût du projet Muskrat Falls est estimé à environ 13 milliards de dollars. Le projet Gull Island, toujours au stade de la proposition, prévoit une installation de production de 2 250 MW et sa construction n’a pas encore été autorisée.
  • Après l’hydroélectricité, le pétrole est la principale ressource pour produire de l’électricité à Terre-Neuve-et-Labrador. Bien que l’électricité produite au moyen de pétrole représente 9 % de la capacité de production de la province, elle ne comptait que pour 3,4 % de la production réelle en 2019. Le gaz naturel et l’énergie éolienne apportent aussi une petite contribution à l’ensemble de la production d’énergie.
  • La centrale thermique Holyrood (en anglais), qui est alimentée au pétrole et qui a une capacité de 490 MW, génère actuellement entre 15 % et 25 % de l’électricité consommée chaque année sur l’île de Terre-Neuve. Holyrood devait être fermé en 2021 après la fin des travaux de Muskrat Falls, mais des retards dans le projet ont prolongé sa durée de vie utile.
  • Newfoundland and Labrador Hydro contrôle la majorité des activités de production. On trouve aussi des producteurs indépendants d’hydroélectricité, de cogénération, d’énergie éolienne et de biogaz.
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Transport et commerce des produits énergétiques

Pétrole brut et liquides

  • Il n’y a pas d’oléoducs ni d’installations de transport ferroviaire de pétrole brut à Terre-Neuve-et-Labrador. Toute la production extracôtière de pétrole brut est transportée par bateau jusqu’aux raffineries.
  • La production de pétrole brut est acheminée depuis les champs de pétrole par des pétroliers navettes jusqu’au terminal de Newfoundland Transshipment Limited à Whiffen Head, qui est doté d’une capacité de 3,3 millions de barils. Le terminal a reçu ses premières livraisons de pétrole brut du champ Hibernia en octobre 1998, puis du champ Terra Nova en février 2002, du champ White Rose en juin 2007 et, enfin, du champ Hebron en novembre 2017. Le brut est ensuite chargé à bord de navires en partance pour des marchés intérieurs et d’exportation (figure 3).

Gaz naturel

  • Il n’y a aucun gazoduc à Terre-Neuve-et-Labrador.

Gaz naturel liquéfié

  • Le projet d’exportation de GNL à Terre-Neuve-et-Labrador (en anglais) en est aux premières étapes de la proposition. Le projet prévoit la construction d’un carrefour gazier près des quatre champs pétroliers du bassin Jeanne d’Arc, ainsi que d’un pipeline sous-marin de 600 km jusqu’à Grassy Point, à Placentia Bay. La société a enregistré le projet aux fins d’évaluation environnementale et prépare un énoncé des incidences environnementales.

Électricité

  • Terre-Neuve-et-Labrador est une grande exportatrice nette d’électricité. En 2019, ses exportations interprovinciales et internationales nettes ont totalisé 31,1 TWh, soit environ 75 % de sa production.
  • Newfoundland Power (en anglais), filiale de Fortis Inc., est le principal distributeur d’électricité et dessert plus de 87 % des clients de la province. Newfoundland Power exploite quelque 12 850 km de lignes de transport et de distribution sur la partie insulaire de la province.
  • Newfoundland and Labrador Hydro distribue de l’électricité aux 38 000 autres clients ruraux au moyen de plus de 6 400 km de lignes de transport et de distribution.
  • Jusqu’à tout récemment, le réseau de transport de Terre-Neuve-et-Labrador comprenait deux grands réseaux : le réseau interconnecté de l’île, qui était isolé du reste de l’Amérique du Nord, et le réseau interconnecté du Labrador, qui s’alimente en hydroélectricité au poste Churchill Falls et se raccorde à l’infrastructure du Québec.
  • L’île de Terre-Neuve est maintenant raccordée au réseau électrique nord-américain grâce à la construction des lignes de transport d’énergie qui la relient au Labrador et aux Maritimes.
  • La construction du lien entre le Labrador et l’île a été achevée à la fin de 2017. Une fois en service en 2022, il acheminera de l’électricité sur une distance de 1 100 km, de Muskrat Falls, au Labrador, jusqu’à l’île.
  • Le lien maritime (en anglais) a aussi été achevé à la fin de 2017 et mis en service en janvier 2018. Des câbles sous-marins relient l’île de Terre-Neuve et la Nouvelle-Écosse, ouvrant ainsi l’accès au réseau nord-américain de production-transport d’électricité. Le lien maritime permet également à la Nouvelle-Écosse de recevoir 20 % de l’électricité provenant de Muskrat Falls en vertu d’une entente de 35 ans à tarif fixe. La production à Muskrat Falls a commencé en août 2021.
  • On trouve aussi des réseaux isolés dans une vingtaine de collectivités le long de la côte de la province. Ces réseaux sont principalement alimentés par la production au diesel.
  • Le Board of Commissioners of Public Utilities (en anglais) de Terre-Neuve-et-Labrador réglemente à la fois Newfoundland and Labrador Hydro et Newfoundland Power.
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Consommation d’énergie et émissions de gaz à effet de serre (« GES »)

Consommation totale d’énergie

  • En 2019, la demande d’énergie pour utilisation finale à Terre-Neuve-et-Labrador a totalisé 180,6 pétajoules (« PJ »). Le secteur industriel vient au premier rang pour la demande d’énergie (43 % de la demande totale), suivi des transports (34 %), du secteur résidentiel (15 %) et du secteur commercial (8 %) (figure 4). Terre-Neuve-et-Labrador arrive au neuvième rang au Canada pour la demande totale d’énergie et au quatrième rang pour la demande par habitant.
  • Les produits pétroliers raffinés ont été le principal type de combustible utilisé à Terre-Neuve-et-Labrador, avec 105 PJ, ou 58 % de la demande pour utilisation finale totale. Suivent l’électricité et le gaz naturel avec 38 PJ (21 %) et 23 PJ (13 %), respectivement (figure 5).

Produits pétroliers raffinés

  • En 2019, la demande d’essence pour moteur était de 1 728 litres par habitant à Terre-Neuve-et-Labrador, soit 36 % de plus que la moyenne nationale de 1 268 litres par habitant.
  • La même année, la demande de diesel était de 1 199 litres par habitant à Terre-Neuve-et-Labrador, soit 40 % de plus que la moyenne nationale de 855 litres par habitant.
  • L’essence automobile utilisée à Terre-Neuve-et-Labrador est principalement raffinée dans la province, à la raffinerie North Atlantic. Des produits pétroliers raffinés consommés à Terre-Neuve-et-Labrador sont également fournis par la raffinerie d’Irving Oil au Nouveau-Brunswick, les raffineries au Québec et des importations internationales.
  • Depuis 2004, les prix des produits pétroliers raffinés à Terre-Neuve-et-Labrador sont réglementés par le Board of Commissioners of Public Utilities de Terre-Neuve-et-Labrador. Cet organisme fixe les prix de détail maximaux (en anglais) pour le mazout de chauffage, l’essence automobile et le diesel à partir des prix du marché au comptant, auxquels sont ajoutés les marges de gros et de détail, les coûts de transport et les taxes. Les prix sont revus toutes les semaines ou, quand il y a lieu, pour tenir compte des conditions du marché.

Gaz naturel

  • Aucun volume de gaz naturel produit dans les installations pétrolières extracôtières n’est vendu. Il est utilisé pour alimenter les installations pétrolières extracôtières, est réinjecté dans le sol pour maintenir la pression dans les gisements ou est brûlé à la torche.

Électricité

  • En 2019, la consommation annuelle d’électricité par habitant à Terre-Neuve-et-Labrador s’est établie à 20 mégawattheures (« MWh »). La province arrive au troisième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui surpasse de 34 % la moyenne nationale.
  • À Terre-Neuve-et-Labrador, c’est le secteur résidentiel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2019, avec 4,3 TWh, suivi des secteurs industriel et commercial avec 3,7 et 2,5 TWh, respectivement.

Émissions de gaz à effet de serre

  • En 2020, les émissions de GES de Terre-Neuve-et-Labrador ont totalisé 9,5 mégatonnes (« Mt ») d’équivalent en dioxyde de carbone (« éq. CO2 »)Note de bas de page 2. Les émissions de Terre-Neuve-et-Labrador ont diminué de 1 % depuis 1990, et de 9 % depuis 2005.
  • Les émissions par habitant à Terre-Neuve-et-Labrador se sont élevées à 18,2 tonnes d’éq. CO2, soit 3 % de plus que la moyenne nationale de 17,7 tonnes par habitant.
  • Les secteurs qui émettent le plus de GES à Terre-Neuve-et-Labrador sont les transports, à 41 %, le secteur pétrolier et gazier, à 22 %, et l’industrie et le secteur manufacturier, à 10 % (figure 6).
  • En 2020, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier de Terre-Neuve-et-Labrador ont totalisé 2,1 Mt d’éq. CO2. De ce total, 1,8 Mt était attribuable à la production extracôtière de pétrole et 0,3 Mt au raffinage des produits pétroliers.
  • En 2020, le secteur de la production d’énergie de la province a émis 1,0 Mt d’éq. CO2, soit 2 % de toutes les émissions canadiennes de GES provenant de ce secteur.
  • L’intensité des GES du réseau électrique de Terre-Neuve-et-Labrador, mesurée en fonction des GES émis dans la production d’électricité de la province, était de 24 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (« g d’éq. CO2 par kWh ») d’électricité produite en 2020. Il s’agit d’une hausse de 20 % par rapport au niveau de 20 g d’éq. CO2 par kWh de 2005. La moyenne nationale en 2020 était de 110 g d’éq. CO2 par kWh (figure 7).
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Complément d’information

Sources de données

Les profils énergétiques des provinces et territoires s’harmonisent avec les plus récents ensembles de données d’Avenir énergétique du Canada en 2021 de la Régie. Les concepteurs d’Avenir énergétique puisent dans diverses sources de données en se basant d’abord généralement sur celles de Statistique Canada, et apportent ensuite des ajustements pour assurer la cohérence entre les provinces et territoires.

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