Profils énergétiques des provinces et territoires – Nouvelle-Écosse

Nouvelle-Écosse

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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 en Nouvelle-Écosse de 2010 à 2020. Au cours de cette période, la production de pétrole brut a diminué, passant de 6,7 kb/j à zéro. La production de gaz naturel a diminué durant cette période, passant de 295 Mpi3/j à zéro.

  • 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 en Nouvelle-Écosse par méthode de production. En 2019, la production totale d’électricité s’est élevée à 9,7 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 voies ferrées en Nouvelle-Écosse ainsi que l’infrastructure de transport de pétrole brut au Canada atlantique.

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  • Figure 4 : Carte des infrastructures du gaz naturel

    Figure 4 : Carte des infrastructures du gaz naturel

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    Source :
    Régie

    Description :
    Cette carte montre tous les principaux gazoducs ainsi que les plates-formes de forage gazier en mer et le terminal méthanier Canaport dans les Maritimes.

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

    Figure 5 : 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 en Nouvelle-Écosse par secteur. En 2018, la demande d’énergie pour utilisation finale a totalisé 182 PJ. Les transports viennent au premier rang avec 43 % de la demande totale, suivis du secteur résidentiel (25 %), puis des secteurs industriel (20 %) et commercial (13 %).

  • Figure 6 : Demande pour utilisation finale selon le combustible (2019)

    Figure 6 : 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 en Nouvelle-Écosse en 2018. Les produits pétroliers raffinés ont compté pour 106 PJ (60 %) de la demande, suivis de l’électricité, avec 39 PJ (23 %), des biocarburants, à 20 PJ (11 %), du gaz naturel, à 14 PJ (8 %), et des autres combustibles, à 1 PJ (moins de 1 %).
    Remarque : Les autres combustibles comprennent le charbon, le coke et le gaz de cokerie.

  • Figure 7 : Émissions de GES par secteur

    Figure 7 : 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 en Nouvelle-Écosse par tranches de cinq ans, de 1990 à 2019 en Mt d’éq. CO2. Les émissions totales de GES ont diminué en Nouvelle-Écosse, passant de 19,6 Mt d’éq. CO2 en 1990 à 16,2 Mt en 2019.

  • Figure 8 : Intensité des émissions découlant de la production d’électricité

    Figure 8 : 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 en Nouvelle-Écosse de 1990 à 2019. En 1990, l’électricité produite en Nouvelle-Écosse a émis 720 g d’éq. CO2 par kWh. En 2019, l’intensité des émissions avait diminué à 710 g d’éq. CO2 par kWh.

Production énergétique

Pétrole brut

  • Depuis 2018, la Nouvelle-Écosse n’a produit ni pétrole brut ni équivalent (figure 1). 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 (en anglais). La production à Point Tupper a cessé en mai 2018.
  • Le forage d’exploration du projet d’exploration du bassin Scotian (en anglais) de BP Canada, situé à environ 330 kilomètres (« km ») au Sud-Est de la Nouvelle-Écosse, a commencé en avril 2018. Le premier puits a été bouché et abandonné en décembre 2018 après n’avoir produit aucune quantité commerciale de pétrole ou de gaz. Le permis de prospection de BP Canada a expiré en janvier 2022.

Produits pétroliers raffinés

  • La Nouvelle-Écosse n’a pas de raffinerie. La raffinerie d’Imperial Oil à Dartmouth a été fermée en 2013 et convertie en terminal pour produits pétroliers.
  • Le terminal NuStar (en anglais) à Point Tupper figure parmi les plus grandes installations de stockage et de mélange de produits pétroliers raffinés du Canada atlantique. Ce terminal dessert les marchés de cette région et ceux de la côte Est des États-Unis.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel

  • La production gazière au large des côtes a pris fin en décembre 2018. Depuis, la Nouvelle-Écosse n’a produit aucun gaz naturel (figure 1).
  • Dans le passé, 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’Encana (qui a changé son nom pour Ovintiv en 2020).
  • La production de gaz naturel au projet de l’île de Sable, premier projet extracôtier 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.
  • 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 lancé à l’été 2021 à l’île de Sable et à Deep Panuke afin de reconfirmer l’intégrité du programme d’obturation et de cessation d’exploitation du puits.
  • Depuis l’arrêt de la production de gaz au large de la Nouvelle-Écosse, les Maritimes dépendent du gaz naturel importé des États-Unis et du gaz naturel liquéfié (« GNL ») livré au terminal méthanier de Saint John, au Nouveau-Brunswick.
  • La Nouvelle-Écosse ne produit actuellement aucun LGN. Auparavant, la production de LGN provenait du gaz naturel extrait à l’île de Sable, qui était traité à l’usine à gaz de 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 condensats. 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, un moratoire sur la fracturation hydraulique est en vigueur en Nouvelle-Écosse.
  • La production extracôtière de la Nouvelle-Écosse est réglementée par l’Office Canada – Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers.

Électricité

  • En 2019, la Nouvelle-Écosse a produit 9,7 térawattheures (« TWh ») d’électricité (figure 2), ce qui correspond à 1,5 % de la production totale d’électricité au Canada. La capacité de production de la province est estimée à 3 061 mégawatts (« MW »).
  • La principale source de production d’électricité en Nouvelle-Écosse est le charbon, qui comptait pour 51 % de la production totale de la province en 2019. La province produit également de l’électricité à partir de pétrole, de gaz naturel, d’énergie hydraulique, d’énergie éolienne et de biomasse.
  • Les centrales au charbon et au coke de la Nouvelle-Écosse comprennent Lingan (620 MW), Point Aconi (171 MW), Point Tupper (154 MW) et Trenton (307 MW).
  • Le 5 novembre 2021, la province a adopté la loi sur les objectifs environnementaux et la réduction des changements climatiques (Environmental Goals and Climate Change Reduction Act), qui succède à la loi de 2007 sur les objectifs environnementaux et la prospérité durable (Environmental Goals and Sustainable Prosperity Act). La nouvelle loi énonce de nombreux objectifs en matière de changements climatiques pour la prochaine décennie, y compris l’élimination progressive de la production d’électricité à partir du charbon d’ici 2030.
  • La production d’électricité provenant de ressources renouvelables a augmenté en Nouvelle-Écosse, passant de 16 % en 2005 à 25 % en 2019.
  • Nova Scotia Power (en anglais), filiale d’Emera, produit la majeure partie de l’électricité en Nouvelle-Écosse. Sa capacité de production est de 2 400 MW. Nova Scotia Power exploite 33 centrales hydroélectriques sur 17 réseaux hydrographiques en Nouvelle-Écosse, qui ont ensemble une capacité de production totale est de 400 MW. Nova Scotia Power exploite aussi une centrale alimentée à la biomasse de 60 MW à Port Hawkesbury, qui fournit pas moins de 3 % de l’électricité de la province.
  • Il y a maintenant plus de 300 éoliennes commerciales qui produisent de l’électricité en Nouvelle-Écosse. La plupart des installations éoliennes sont exploitées par des producteurs indépendants.
  • La centrale marémotrice d’Annapolis (en anglais) est actuellement la seule centrale du genre en Amérique du Nord. Construite en 1984, elle a une capacité de production de 20 MW.
  • Le Fundy Ocean Research Center for Energy (« FORCE ») (en anglais) est un centre de recherche sur l’énergie marémotrice. Il s’agit d’un partenariat entre la province de la Nouvelle-Écosse, le gouvernement fédéral et des promoteurs d’énergie marémotrice choisis par la province. FORCE possède un site d’essais dans la baie de Fundy où l’aménagement de plusieurs installations est envisagé. Sustainable Marine Energy (en anglais) et Minas Tidal collaborent à l’aménagement d’une centrale de 9 MW dans la baie de Fundy. En novembre 2020, ce projet a reçu 28,5 millions de dollars (en anglais) du gouvernement fédéral et vise à fournir de l’électricité à Nova Scotia Power par étapes à compter de 2022.
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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 en Nouvelle-Écosse.

Gaz naturel

  • Durant les années de production, le gaz naturel extrait au large des côtes de la Nouvelle-Écosse était transporté par le pipeline de Maritimes & Northeast Pipeline (« M&NP »), qui traverse la province pour se rendre à la frontière canado-américaine près de St. Stephen, au Nouveau-Brunswick; de là, le gaz était exporté vers le marché du Nord-Est des États-Unis (figure 3).
  • Ce pipeline permet également d’importer du gaz de cette partie des États-Unis durant les périodes de pointe de la demande. Par le passé, les exportations excédaient les importations, mais cette situation a changé au cours des dernières années avec l’épuisement de la ressource au large des côtes. En 2019, M&NP a importé 146 Mb/j de gaz naturel et en a exporté 0,2 Mb/j.
  • Alton Natural Gas Storage LP (en anglais), filiale d’AltaGas, avait reçu l’approbation (en anglais) environnementale de la province pour construire une installation souterraine de stockage de gaz naturel près d’Alton. Le projet comportait un raccordement au pipeline de M&NP et était composé de plusieurs cavernes de stockage dans des formations salifères souterraines. En octobre 2021, AltaGas a décidé de ne pas poursuivre le développement du projet et a entrepris les activités de désaffectation.

Gaz naturel liquéfié

  • Trois grands projets d’importation et d’exportation de GNL en Nouvelle-Écosse ont été approuvés par l’Office national de l’énergie (maintenant la Régie de l’énergie du Canada) : Bear Head LNG Corp., A C LNG (en anglais) et Pieridae Energy Ltd (en anglais). La Commission des services publics et d’examen de la Nouvelle-Écosse (en anglais) (« CSPENE ») a déjà accordé les autorisations réglementaires pour la construction des installations de GNL de Bear Head et Pieridae à Goldboro.
  • À ce jour, aucun projet n’est parvenu à l’étape de la construction. Toutes les installations d’exportation de GNL seraient assujetties à la réglementation de la CSPENE.
  • Pieridae Energy (en anglais) s’était donné jusqu’en juin 2020 pour rendre sa décision d’investissement finale pour le projet de GNL Goldboro, mais des tensions sur les coûts et des retards ont amené la société à déclarer qu’elle évaluera les options et analysera les solutions de rechange stratégiques. La CSPENS a accordé à Bear Head LNG une prolongation de son permis de construction jusqu’au 31 décembre 2022.

Électricité

  • La Nouvelle-Écosse a reçu une quantité d’électricité nette de 0,8 TWh d’autres provinces en 2019. La même année, ses importations nettes ont représenté près de 7 % de sa consommation totale d’électricité.
  • Une ligne de transport d’électricité de 350 MW relie la Nouvelle-Écosse au Nouveau-Brunswick, ce qui permet les échanges d’électricité entre les deux provinces.
  • Nova Scotia Power (en anglais) s’occupe du transport et de la distribution de l’électricité dans la province. Elle dessert plus de 520 000 clients résidentiels, commerciaux et industriels. Nova Scotia Power est réglementée par la CSPENS.
  • La Nouvelle-Écosse exploite environ 32 000 km de lignes de transport et de distribution d’électricité.
  • Le projet de lien maritime (en anglais), mis en service en janvier 2018, raccorde le réseau électrique de la Nouvelle-Écosse à la centrale hydroélectrique Muskrat Falls (en anglais) au Labrador. La Nouvelle-Écosse a reçu ses premières livraisons d’électricité de Muskrat Falls en août 2021. Les livraisons ont augmenté pour atteindre entre 70 % et 100 % des volumes prévus au contrat à la mi-décembre 2021.
  • L’énergie hydroélectrique acheminée par le lien maritime remplacera une partie de la production thermique de la Nouvelle-Écosse. Le projet comprend plus de 300 km de lignes de transport terrestre sur l’île de Terre-Neuve, deux câbles sous-marins de 170 km dans le détroit de Cabot et 50 km de lignes de transport terrestre en Nouvelle-Écosse.
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Consommation d’énergie et émissions de gaz à effet de serre

Consommation totale d’énergie

  • En 2019, la demande d’énergie pour utilisation finale en Nouvelle-Écosse a totalisé 175 pétajoules (« PJ »). Le secteur des transports vient au premier rang pour la demande d’énergie, avec 44 % de la demande totale, suivi des secteurs résidentiel (26 %), industriel (16 %) et commercial (14 %) (figure 4). La Nouvelle-Écosse arrive au dixième rang au Canada pour la demande totale d’énergie et au onzième rang pour la consommation par habitant.
  • Les produits pétroliers raffinés, y compris l’essence, le diesel et le mazout de chauffage, sont les combustibles les plus utilisés en Nouvelle-Écosse, avec une consommation de 107 PJ, ou 61 % de la demande pour utilisation finale totale. Suivent l’électricité et les biocombustibles, avec 38 PJ (22 %) et 18 PJ (10 %), respectivement (figure 5).

Produits pétroliers raffinés

  • En 2019, la demande d’essence pour moteur était de 1 420 litres par habitant en Nouvelle-Écosse, soit 12 % de plus que la moyenne nationale de 1 268 litres par habitant.
  • La même année, la demande de diesel était de 715 litres par habitant en Nouvelle-Écosse, soit 16 % de moins que la moyenne nationale de 855 litres par habitant.
  • L’essence automobile utilisée en Nouvelle-Écosse est principalement importée de raffineries situées dans la région de la côte Est des États-Unis.
  • Depuis 2009, les prix des produits pétroliers raffinés en Nouvelle-Écosse sont réglementés par la CSPENE. La CSPENE établit les prix de gros, les marges bénéficiaires minimales et maximales ainsi que les prix de détail maximaux, notamment pour l’essence automobile et le diesel.

Gaz naturel

  • En 2020, la consommation de gaz naturel de la Nouvelle-Écosse a totalisé, en moyenne, 84,6 Mpi3/j, soit 1 % de la demande canadienne totale.
  • Le plus grand consommateur de gaz naturel en Nouvelle-Écosse a été le secteur industriel, avec une consommation de 64,3 Mpi3/j en 2020. La consommation des secteurs commercial et résidentiel s’est chiffrée à 19,5 Mpi3/j et 0,8 Mpi3/j, respectivement.

Électricité

  • En 2019, la consommation par habitant en Nouvelle-Écosse s’est établie à 10,9 mégawattheures (« Mwh »). La province arrive au huitième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui est 27 % inférieure à la moyenne nationale.
  • En Nouvelle-Écosse, c’est le secteur résidentiel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2019, avec 4,7 TWh. Les secteurs commercial et industriel ont consommé 3,6 TWh et 2,3 TWh, respectivement.
  • Dans le cadre de son règlement sur les sources d’électricité renouvelable (Renewable Electricity Regulations (en anglais)) de 2010, la Nouvelle-Écosse s’était engagée à tirer 25 % de l’électricité qu’elle consomme à partir de sources renouvelables, et visait à atteindre au moins 40 % avant 2020. Cette cible était fondée sur la livraison d’hydroélectricité de la centrale de Muskrat Falls, au Labrador, qui n’était toujours pas terminée en 2020. Le nouveau plan élaboré avec Nova Scotia Power vise désormais à ce que 40 % de l’électricité provienne de sources renouvelables, y compris les importations, d’ici 2022.

Émissions de gaz à effet de serre

  • En 2019, les émissions de GES de la Nouvelle-Écosse ont totalisé 16,2 mégatonnes (« Mt ») d’équivalent en dioxyde de carbone (« éq. CO2 »)Note de bas de page 1. Il s’agit d’une diminution de 17 % depuis 1990, et de 30 % depuis 2005.
  • Les émissions par habitant en Nouvelle-Écosse se sont élevées à 16,7 tonnes d’éq. CO2, soit 14 % de moins que la moyenne nationale de 19,4 tonnes par habitant.
  • Les secteurs qui émettent le plus de GES en Nouvelle-Écosse sont la production d’électricité, avec 41 % des émissions, les transports, à 31 %, et les bâtiments (résidentiels et commerciaux), à 13 % (figure 6).
  • En 2019, le secteur de l’énergie de la province a émis 6,7 Mt d’éq. CO2, soit 11 % du total des émissions canadiennes de GES provenant de la production d’électricité.
  • L’intensité des GES du réseau électrique de la Nouvelle-Écosse, mesurée en fonction des GES émis dans la production d’électricité de la province, était de 710 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par kilowattheure (« g d’éq. CO2 par kWh ») d’électricité produite en 2019. Il s’agit d’une réduction de 19 % par rapport au niveau de 880 g d’éq. CO2 par kWh de 2005. La moyenne nationale en 2019 était de 120 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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