Pétrole et gaz

Sur cette page :

• Production
• Commerce et transport

Production

Pétrole brut

• Depuis 2018, la Nouvelle-Écosse n’a produit ni pétrole brut ni équivalent (figure 3).
• Entre 2000 et 2018, la Nouvelle-Écosse a produit des condensats/pentanes plus/ à l’usine de fractionnement de Point Tupper exploitée par ExxonMobil. En 2018, ExxonMobil a présenté une demande à la province en vue de cesser l’exploitation de son usine. Cette demande s’inscrivait dans le cadre de la cessation de sa production de gaz naturel au projet énergétique extracôtier de l’île de Sable. La production à Point Tupper a cessé en mai 2018.
• À l’heure actuelle, aucun permis n’a été délivré et aucun projet n’est en cours à l’égard de l’exploration au large de la Nouvelle-Écosse.

Produits pétroliers raffinés

• La Nouvelle-Écosse n’a pas de raffinerie. La raffinerie d’Imperial Oil à Dartmouth a été fermée en 2013 L’installation est maintenant exploitée comme un terminal de produits pétroliers.
• En avril 2022, NuStar Energy L.P. a vendu son terminal de stockage de 7,8 millions de barils à Point Tupper à EverWind Fuels. Le terminal est l’une des plus grandes installations de stockage et de mélange de PPR au Canada atlantique. Il dessert des marchés du Canada atlantique et de la côte Est des États-Unis. EverWind prévoit transformer le terminal pour mettre sur pied la première usine verte de production d’ammoniac au Canada atlantique en 2026^{Note de bas de page 6}.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel

• La Nouvelle-Écosse n’a produit aucun gaz naturel depuis 2018 (figure 3).
• Auparavant, la production de gaz naturel de la Nouvelle-Écosse provenait du projet de l’île de Sable et du projet Deep Panuke (en anglais) d’Ovintiv (Encana a changé sa dénomination sociale pour Ovintiv en 2020).
• La production de gaz naturel au projet énergétique extracôtier de l’île de Sable, premier projet du genre au Canada, a commencé en 1999 et pris fin le 31 décembre 2018. L’obturation et l’abandon de tous les puits ont été achevés en 2019. Un programme de surveillance après la cessation d’exploitation a été mené en 2021 et le projet a été officiellement fermé.
• Quant au projet Deep Panuke, il a été mis en service en 2013 et sa production a cessé en mai 2018. L’obturation et l’abandon des cinq puits de Deep Panuke ont été achevés en août 2020. Un programme de surveillance après la cessation d’exploitation a été mené à terme en 2021 et le projet a été officiellement fermé^{Note de bas de page 7}.
• La Nouvelle-Écosse ne produit actuellement aucun LGN. Auparavant, les LGN étaient produits à partir de gaz naturel provenant du projet énergétique extracôtier de l’île de Sable, puis traités à l’usine à gaz Goldboro. Les LGN étaient ensuite acheminés par pipeline jusqu’à l’usine de Point Tupper, où ils étaient fractionnés pour en extraire du propane, des butanes et des pentanes plus. L’usine à gaz, le pipeline et l’usine de fractionnement ont été mis hors service lorsque le projet énergétique extracôtier de l’île de Sable a cessé la production de façon permanente. Les infrastructures ayant servi à la production gazière, dont le pipeline, l’usine à gaz et celle de fractionnement, ont été mises hors service.
• Depuis 2012, la Nouvelle-Écosse interdit la fracturation hydraulique à grand volume pour la mise en valeur du gaz de schiste des formations se trouvant sur la terre ferme.
• L’exploration et la production extracôtières en Nouvelle-Écosse sont réglementées par l’Office Canada – Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (en anglais) (OCNEHE). En avril 2022, le gouvernement du Canada et la Nouvelle-Écosse ont annoncé que l’Office Canada–Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers élargissait son mandat pour y inclure la réglementation des projets de mise en valeur des énergies renouvelables extracôtières et qu’il devenait l’Office Canada–Nouvelle-Écosse de l’énergie extracôtière pour rendre compte de son nouveau mandat^{Note de bas de page 8}.

Hydrogène

• En 2022, EverWind Fuels a proposé de convertir l’ancien terminal de stockage et de mélange de produits pétroliers raffinés de NuStar Energy à Point Tupper en un carrefour de production d’hydrogène et d’ammoniac verts^{Note de bas de page 9}. Le projet a été approuvé par le ministre de l’Environnement et du Changement climatique de la Nouvelle-Écosse en février 2023. La première phase du projet, qui devrait permettre de produire 240 000 tonnes d’ammoniac vert par année, devrait entrer en service en 2026^{Note de bas de page 10}.
• En avril 2023, le ministre de l’Environnement et du Changement climatique de la Nouvelle-Écosse a approuvé l’usine de production d’hydrogène et d’ammoniac verts de Bear Head Energy (en anglais) à Point Tupper. L’usine aura la capacité de produire jusqu’à 350 000 tonnes d’hydrogène chaque année, qu’elle convertira en deux millions de tonnes d’ammoniac chaque année avant de les expédier à des clients outre-mer. Les premiers travaux de conception technique sont en cours et le lancement de la production est prévu d’ici 2028.
• En décembre 2023, la Nouvelle-Écosse a publié son plan d’action pour l’hydrogène vert (en anglais).

Haut de la page

Commerce et transport

Pétrole brut et liquides

• Il n’y a pas d’oléoducs ni d’installations pour le transport ferroviaire du pétrole brut en Nouvelle‑Écosse.
• Puisque la Nouvelle-Écosse n’est pas raccordée à un réseau d’oléoducs et qu’elle n’a pas de raffineries, elle doit importer des PPR. Les PPR sont importés de la raffinerie Irving, au Nouveau-Brunswick, ainsi que d’autres pays, dont les États-Unis, les Pays-Bas et la Belgique.

Gaz naturel

• La Nouvelle-Écosse compte entièrement sur le gaz naturel importé, qui lui arrive par le pipeline de Maritimes & Northeast Pipeline Management Ltd. (« M&NP ») (figure 5). Le pipeline de M&NP se raccorde à d’autres pipelines du Nord-Est américain, qui sont reliés au marché nord-américain plus large, y compris l’Ouest canadien. La partie en sol canadien du pipeline de M&NP commence à St. Stephen, au Nouveau-Brunswick, et se termine près de Halifax et de Goldboro, en Nouvelle-Écosse. En 2023, le pipeline de M&NP a expédié 189 Mpi³/j de gaz en Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick. Certaines sociétés de la Nouvelle-Écosse acheminent du gaz de l’Ouest canadien à la Nouvelle-Écosse par de multiples pipelines.
• La Nouvelle-Écosse reçoit aussi du gaz naturel sous forme liquéfiée (« GNL »), qui est importé au Canada de sources mondiales jusqu’au terminal méthanier de Saint John (en anglais), au Nouveau-Brunswick. Le GNL importé est transporté au Nouveau-Brunswick par le gazoduc Brunswick d’Emera jusqu’à un raccordement avec le pipeline de M&NP. Une fois sur le pipeline de M&NP, le gaz peut être acheminé vers le Nord jusqu’à des points de livraison au Nouveau-Brunswick et en Nouvelle-Écosse, ou vers le Sud jusqu’à des points de livraison dans le Nord-Est des États-Unis.
• À l’origine, le pipeline de M&NP avait été construit pour transporter du gaz naturel depuis la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse jusqu’aux marchés du Nord-Est des États-Unis, mais le pipeline ne sert guère plus à l’exportation. Jusqu’en 2017, les exportations acheminées par le pipeline de M&NP ont surpassé les importations, mais compte tenu de la baisse (et de la fin) de la production extracôtière de la Nouvelle-Écosse, le pipeline de M&NP est un pipeline importateur net. En 2023, seulement 0,02 Mpi³/j a été exporté.
• La Nouvelle-Écosse n’a pas d’installations souterraines de stockage de gaz naturel; elle doit donc compter sur les importations par pipeline pour répondre à la demande. Alton Natural Gas Storage LP (en anglais), filiale d’AltaGas, avait reçu l’approbation environnementale de la province en 2013 pour construire une installation souterraine de stockage de gaz naturel près d’Alton. En octobre 2021, AltaGas a décidé de ne pas poursuivre le développement du projet. Les travaux de désaffectation ont commencé en 2023^{Note de bas de page 11}.

Gaz naturel liquéfié

• En novembre 2023, Pieridae Energy a annoncé qu’elle abandonnait ses plans à l’égard de la construction du projet d’exportation de GNL Goldboro en Nouvelle-Écosse et qu’elle vendrait les actifs de Goldboro^{Note de bas de page 12}. La vente a été finalisée en juillet 2024^{Note de bas de page 13}. L’installation de 3 milliards de dollars a été proposée en 2012 pour exporter 320 Mpi³/j de gaz naturel vers les marchés européens. Pieridae Energy avait déjà reçu l’autorisation de la Commission des services publics et d’examen de la Nouvelle-Écosse (en anglais) (« CSPENS ») pour construire l’installation d’exportation de GNL Goldboro et une licence d’exportation et d’importation de l’Office (maintenant la Régie)^{Note de bas de page 14}.
• Le projet Bear Head LNG a initialement été proposé en 2001 en tant que terminal de GNL dans le détroit de Canso^{Note de bas de page 15}. La CSPENS a autorisé le projet visant la construction d’une installation et l’Office a délivré une licence d’exportation et d’importation^{Note de bas de page 16}. En 2021, Bear Head a entrepris de transformer le projet de GNL en projet de production d’hydrogène et d’ammoniac à faibles émissions de carbone.

Haut de la page

Consommation d’énergie

Consommation totale d’énergie

• En 2020, la demande d’énergie pour utilisation finale en Nouvelle-Écosse a totalisé 156 pétajoules (« PJ »). Les transports viennent au premier rang pour la demande d’énergie totale, suivis du secteur résidentiel, à 28 %, du secteur industriel, à 18 %, et du secteur commercial, à 15 % (figure 6). Le Nouvelle‑Écosse arrive au huitième rang au Canada pour la demande totale d’énergie et au onzième rang pour la consommation par habitant.
• Les PPR, y compris l’essence, le diesel et le mazout de chauffage sont les combustibles les plus utilisés en Nouvelle-Écosse, avec une consommation de 92 PJ, ou 59 % de la demande pour utilisation finale totale. Suivent l’électricité et les biocombustibles, avec 37 PJ (23 %) et 17 PJ (< 11 %), respectivement (figure 7).

Produits pétroliers raffinés

• En 2022, la demande d’essence pour moteur en Nouvelle‑Écosse était de 1 211 litres par habitant, soit 17 % de plus que la moyenne nationale de 1 035 litres par habitant.
• La même année, la demande de diesel était de 618 litres par habitant en Nouvelle-Écosse, soit 20 % de moins que la moyenne nationale de 772 litres par habitant.
• Depuis 2009, les prix des produits pétroliers raffinés en Nouvelle-Écosse sont réglementés par la CSPENE. La CSPENS établit les prix de gros, les marges bénéficiaires minimales et maximales ainsi que les prix de détail maximaux pour l’essence automobile et le diesel^{Note de bas de page 17}.

Gaz naturel

• En 2023, la consommation de gaz naturel de la Nouvelle‑Écosse a été en moyenne de 77,2 Mpi³/j, soit moins de 1 % de la demande canadienne totale.
• Le secteur industriel de la Nouvelle-Écosse a consommé 57,7 Mpi³/j de gaz naturel en 2023. La consommation des secteurs résidentiel et commercial a atteint 18,7 Mpi³/j et 0,7 Mpi³/j, respectivement.

Électricité

• En 2020, la consommation par habitant en Nouvelle-Écosse s’est établie à 10,4 mégawattheures (« Mwh »). La province arrive au neuvième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui est 29 % inférieure à la moyenne nationale.
• En Nouvelle-Écosse, c’est le secteur résidentiel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2020, avec 4,8 TWh. Les secteurs du commerce et de l’industrie ont consommé 3,4 TWh et 2,0 TWh, respectivement.

Émissions de GES

• En 2022, les émissions de GES de la Nouvelle-Écosse ont atteint 14,8 mégatonnes d’équivalent en dioxyde de carbone (Mt d’éq. CO₂)^{Note de bas de page 18}. Il s’agit d’une diminution de 25 % depuis 1990, et de 35 % depuis 2005. Les objectifs de la loi sur les objectifs environnementaux et la réduction des changements climatiques (en anglais) (Environmental Goals and Climate Change Reduction Act) visent à réduire d’au moins 53 % les émissions de gaz à effet de serre par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2030 et à atteindre la carboneutralité d’ici 2050.
• Les émissions par habitant en Nouvelle-Écosse se sont élevées à 14,4 tonnes d’éq. CO₂, soit 21 % de moins que la moyenne nationale de 18,2 tonnes par habitant.
• Les secteurs qui émettent le plus de GES en Nouvelle‑Écosse sont la production d’électricité (39 % du total), les transports (35 %) et le bâtiment (résidentiel et commercial) (14 %) (figure 8).
• En 2022, le secteur de l’énergie de la Nouvelle-Écosse a émis 5,8 Mt d’éq. CO₂, soit 12 % du total des émissions canadiennes provenant de la production d’électricité.
• L’intensité des émissions de GES du réseau électrique de la Nouvelle-Écosse était de 660 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (g d’éq. CO₂ par kWh) d’électricité produite en 2022. Il s’agit d’une baisse de 25 % par rapport au niveau de 880 g d’éq. CO₂ par kWh de 2005. La moyenne nationale en 2022 était de 100  g d’éq. CO₂ par kWh (figure 9).