Pétrole et gaz

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• Commerce et transport

Production

Pétrole brut

• En 2023, Terre-Neuve-et-Labrador a produit 200,1 milliers de barils par jour (« kb/j ») de pétrole, soit 4 % de la production canadienne totale et 12 % de la production de pétrole léger classique au Canada (figure 3).
• 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 cinq gisements extracôtiers : Hibernia (en anglais), Terra Nova (en anglais), White Rose (en anglais), North Amethyst et Hebron, qui sont tous sont situés dans le bassin Jeanne d’Arc.
• La production de pétrole léger à la plateforme pétrolière Hibernia, qui est exploitée par ExxonMobil, s’est élevée à 68,0 kb/j en 2023, ce qui représente une baisse de 9 % par rapport à 2022. Hibernia est une coentreprise entre ExxonMobil Canada, Chevron Canada Resources, Suncor Energy, Canada Hibernia Holding Corporation, Murphy Oil et Equinor Canada Ltd. 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, Newfoundland and Labrador Hydro (« NL Hydro »). La Oil and Gas Corporation of Newfoundland and Labrador (« Oilco ») détient, au nom de NL Hydro, une participation de 8,7 % dans le projet de prolongement sud d’Hibernia.
• Suncor Energy exploite le champ Terra Nova, à environ 350 kilomètres (« km ») au Sud-Est de Terre-Neuve. Terra Nova a cessé de produire du pétrole en décembre 2019, à la suite d’une ordonnance de l’Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (« C-TNLOHE ») de suspendre les activités liées à la production^{Note de bas de page 4}. En septembre 2021, Suncor Energy et les autres propriétaires de Terra Nova ont conclu le projet de prolongement de la durée de vie des actifs (en anglais), ce qui devrait permettre de prolonger la production de dix ans et de récupérer 70 millions de barils de pétrole supplémentaires. En novembre 2023, l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement en mer Terra Nova a redémarré après l’achèvement du projet de prolongation de la durée de vie des actifs^{Note de bas de page 5}. Terra Nova est détenue par Suncor Energy, Cenovus Energy et Murphy Oil.
• En 2023, les champs White Rose et North Amethyst ont produit en moyenne 13,3 kb/j de pétrole à partir de l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement SeaRose, une baisse de 27 % par rapport à 2022. Cette unité a cessé ses activités de production en janvier 2024 et a été déplacée à Belfast, en Irlande du Nord, où elle fait l’objet de travaux de remise en état dans le cadre du projet de prolongation de la durée de vie des actifs White Rose. La production au champ White Rose devrait reprendre au troisième trimestre de 2024. Le projet White Rose et le projet d’agrandissement White Rose, qui prévoient la mise en valeur de ces champs, sont détenus et gérés par Cenovus Energy, Suncor Energy et NL Hydro.
• Le projet West White Rose visait à exploiter des réserves supplémentaires de pétrole brut léger et à prolonger la durée de vie du champ White Rose. La construction a été interrompue en mars 2020 en raison de la COVID-19 et a repris en mai 2022 après une réorganisation de la structure de propriété et la mise en place d’une nouvelle formule de redevances avec le gouvernement provincial^{Note de bas de page 6}. Le projet devrait entrer en service en 2026.
• La plateforme pétrolière Hebron est entrée en service en novembre 2017 et sa production s’est établie à 117,6 kb/j en 2023, une baisse de 15 % par rapport à 2022. Hebron est une coentreprise d’ExxonMobil Canada, de Chevron Canada Resources, de Suncor Energy, d’Equinor Canada Ltd. et de Newfoundland and Labrador Hydro (« NL Hydro ») qui produit du pétrole lourd.
• Equinor propose de mettre en valeur le projet de la baie du Nord (en anglais) dans le bassin de la passe Flamande, à environ 500 kilomètres de St. John’s et à une profondeur d’environ 1 170 mètres. Il s’agirait du premier projet de mise en valeur en eaux profondes au Canada à produire du pétrole. Plusieurs découvertes récentes ont amélioré le potentiel de ressources pétrolières récupérables pour le projet. En février 2023, le C-NLOPB a délivré une licence de découverte importante à Equinor relativement au puits Cappahayden (en anglais), puis une autre à la découverte Cambriol en février 2024. Les réserves récupérables des puits Cappahayden et Cambriol sont respectivement estimées à 385 millions de barils et à 340 millions de barils. En mai 2023, Equinor a annoncé que le projet serait reporté sur une période allant jusqu’à trois ans.
• L’Office Canada – Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (en anglais) 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 industrielles. En avril 2022, le gouvernement du Canada a annoncé que le mandat du C-TNLOHE serait élargi pour y inclure la réglementation des projets de mise en valeur des énergies renouvelables extracôtières et qu’il porterait dorénavant le nom d’Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador de l’énergie extracôtière pour rendre compte de son nouveau mandat^{Note de bas de page 7}.

Produits pétroliers raffinés

• La raffinerie de Come by Chance est la seule raffinerie de la province. Elle a ouvert ses portes en 1973 et sa structure de propriété a changé à plusieurs reprises au fil des ans. Avant 2020, la raffinerie pouvait traiter jusqu’à 130 kb/j de pétrole brut. Elle a fermé ses portes en avril 2020 et est devenue la raffinerie Braya Renewable Fuels, qui appartient à un nouveau propriétaire.
• Avant que la raffinerie de Come by Chance interrompe ses activités, Terre-Neuve-et-Labrador avait un surplus net de produits pétroliers raffinés et exportait une part importante de sa production vers les marchés de la côte Est des États-Unis.

Combustibles renouvelables

• La raffinerie Braya Renewable Fuels (en anglais) de Come by Chance, qui traitait autrefois du pétrole, a été convertie en raffinerie de biocarburants entre 2021 et 2023. En février 2024, l’installation a commencé ses activités commerciales avec une capacité de production initiale de 18 kb/j de diesel renouvelable. Les charges d’alimentation utilisées pour la production de carburant comprennent le suif, l’huile de soya, l’huile de maïs de distillerie, l’huile de canola et l’huile de cuisson usée, et sont importées de partout dans le monde. À l’avenir, Braya prévoit accroître sa capacité de production, produire des carburants d’aviation durables et explorer la possibilité de produire de l’hydrogène vert^{Note de bas de page 8}.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel

• En 2023, Terre-Neuve-et-Labrador a produit 410 millions de pieds cubes par jour (« Mpi³/j ») de gaz naturel à ses installations extracôtières de production de pétrole brut^{Note de bas de page 9}. Ce gaz sert à produire de l’électricité dans des installations extracôtières ou est réinjecté sous terre pour maintenir la pression du réservoir ou accroître la production de pétrole. De petites quantités peuvent être brûlées à la torche.
• Une petite quantité de LGN est comprise dans les données sur la production de pétrole, mais il n’y a pas de production commerciale de LGN à Terre-Neuve-et-Labrador.
• L’Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers estime les ressources de gaz naturel de Terre-Neuve-et-Labrador à 10,7 billions de pieds cubes.
• En 2013, le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a annoncé qu’il n’accepterait plus de demandes visant la fracturation hydraulique.

Énergie éolienne et hydrogène

• En avril 2022, Terre-Neuve-et-Labrador a levé le moratoire qui interdisait depuis 15 ans l’installation de parcs éoliens terrestres^{Note de bas de page 10}.
• En février 2023, Terre-Neuve-et-Labrador a publié un nouveau cadre fiscal pour l’énergie éolienne et l’hydrogène (en anglais), qui vise à fournir un système prévisible et transparent pour éclairer les décisions d’investissement et la mise en valeur des ressources éoliennes et d’hydrogène dans la province.
• En août 2022, Terre-Neuve-et-Labrador a lancé un appel d’offres pour la mise en valeur de l’énergie éolienne sur des terres publiques et en août 2023, la province a annoncé que quatre sociétés avaient été sélectionnées pour recevoir des lettres de recommandation pour des projets éoliens leur donnant le droit de mettre en œuvre leurs projets^{Note de bas de page 11}. Une évaluation environnementale sera requise pour ces projets.
• Argentia Renewables Wind LP (Pattern) (en anglais), une société affiliée détenue à 100 % par Pattern Energy, propose un projet d’énergie éolienne-hydrogène de 300 mégawatts à Port of Argentia. Les études environnementales et les demandes d’approbations réglementaires sont en cours et le projet devrait être achevé en 2025 et mis en service en 2027.

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Commerce et transport

Pétrole brut et liquides

• Il n’y a pas d’oléoducs ni d’installations pour le transport ferroviaire du pétrole brut à Terre-Neuve-et-Labrador.
• Terre-Neuve-et-Labrador est la seule province productrice de pétrole lourd en mer. Toute la production extracôtière de pétrole brut est transportée jusqu’au terminal de Newfoundland Transshipment Limited (en anglais), d’une capacité de 3,3 millions de barils, situé à Whiffen Head, dans la baie Placentia. Le terminal a reçu sa première livraison du champ Hibernia en octobre 1998. Le brut est ensuite chargé à bord de navires en partance pour des marchés intérieurs et d’exportation (figure 4).

Gaz naturel

• Il n’y a aucun pipeline de gaz naturel à Terre-Neuve-et-Labrador.

Gaz naturel liquéfié

• Le projet d’exportation de GNL de Placentia Bay (en anglais) en est aux premières étapes de la proposition. Le projet de GNL prévoit la construction d’un carrefour gazier près des cinq champs pétroliers du bassin Jeanne d’Arc, ainsi que d’un pipeline sous-marin de 600 3km jusqu’à Grassy Point, à Placentia Bay. Le promoteur, LNG Newfoundland and Labrador Limited, a enregistré le projet en 2021 auprès du service de l’évaluation environnementale du ministère de l’Environnement et du Changement climatique de Terre-Neuve.

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Consommation d’énergie

Consommation totale d’énergie

• En 2020, la demande d’énergie pour utilisation finale à Terre-Neuve-et-Labrador s’établissait à 148 pétajoules (« PJ »). Le secteur industriel venait au premier rang pour la demande d’énergie totale (40 %), suivi des transports (33 %), du secteur résidentiel (17 %) et du secteur commercial (10 %) (figure 5). La province arrivait au neuvième rang au Canada pour la demande d’énergie, et au quatrième rang pour la demande par habitant.
• Les produits pétroliers raffinés étaient le principal type de combustible utilisé à Terre-Neuve-et-Labrador, avec 76 PJ, ou 51 % de la demande pour utilisation finale totale. L’électricité et le gaz naturel suivaient avec 37 PJ (25 %) et 22 PJ (15 %), respectivement (figure 6).

Produits pétroliers raffinés

• En 2022, la demande d’essence pour moteur était de 1 409 litres par habitant à Terre-Neuve-et-Labrador, soit 36 % de plus que la moyenne nationale de 1 035 litres.
• La même année, la demande de diesel était de 875 litres par habitant à Terre-Neuve-et-Labrador, soit 13 % de plus que la moyenne nationale de 772 litres.
• 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 (en anglais). Cet organisme fixe les prix de détail maximums pour le mazout de chauffage, l’essence et le diesel en se basant sur les prix du marché au comptant et en y ajoutant 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

• Le gaz naturel produit dans les installations pétrolières extracôtières n’est pas 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 2020, la consommation annuelle d’électricité par habitant à Terre-Neuve-et-Labrador s’est établie à 19,6 mégawattheures (« MWh »), un niveau de 34 % supérieur à la moyenne nationale et le deuxième plus élevé au pays.
• À Terre-Neuve-et-Labrador, c’est le secteur résidentiel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2020, avec 4,2 TWh, suivi des secteurs industriel et commercial avec 3,6 et 2,5 TWh, respectivement.

Émissions de GES

• En 2022, les émissions de GES de Terre-Neuve-et-Labrador ont atteint 8,6 mégatonnes (« Mt ») d’équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO₂)^{Note de bas de page 12}. Les émissions de la province ont diminué de 9 % depuis 1990, et de 16 % depuis 2005.
• Les émissions par habitant à Terre-Neuve-et-Labrador se sont élevées à 16,2 tonnes d’éq. CO₂, soit 11 % de plus que la moyenne nationale de 18,2 tonnes par habitant.
• Les secteurs qui émettent le plus de GES à Terre-Neuve-et-Labrador sont ceux des transports (43 %), de l’industrie et de la fabrication (17 %) et du pétrole et du gaz (15 %) (figure 7).
• En 2022, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier de Terre-Neuve-et-Labrador ont totalisé 1,29 Mt d’éq. CO₂. De ce total, 1,26 Mt étaient attribuables à la production pétrolière en mer, et 0,03 Mt au raffinage du pétrole.
• En 2022, le secteur de l’énergie de Terre-Neuve-et-Labrador a émis 0,7 Mt d’éq. CO₂, soit 1 % des émissions canadiennes de GES provenant de la production d’électricité.
• L’intensité des émissions de GES du réseau électrique de Terre-Neuve-et-Labrador était de 17 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 15 % par rapport au niveau de 20 g d’éq. CO₂ par kWh de 2005. La moyenne nationale en 2022 était de 100 g d’éq. CO₂ par kWh (figure 8).