Profils énergétiques des provinces et territoires – Nouvelle-Écosse

Production d’énergie

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^{Note de bas de page 1}. 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 2}.

Gaz naturel et liquides de gaz naturel

• La Nouvelle-Écosse n’a produit aucun gaz naturel depuis 2018 (figure 1).
• Auparavant, la production de gaz naturel de la Nouvelle-Écosse provenait du projet de l’île de Sable et du projet Deep Panuke^{Note de bas de page 3} 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 4}.
• 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 (OCNEHE)^{Note de bas de page 5}. 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 6}.

Électricité

• En 2021, la Nouvelle-Écosse a produit 8,5 térawattheures (« TWh ») d’électricité (figure 2), ce qui correspond à 1 % de la production totale d’électricité au Canada. La capacité de production de la province est estimée à 2 839 mégawatts (« MW »).
• Nova Scotia Power, filiale d’Emera, produit la majeure partie de l’électricité en Nouvelle-Écosse. Sa capacité de production est de 2 400 MW^{Note de bas de page 7}.
• En 2021, environ 55 % de la production d’électricité provenait du charbon, le reste provenant du gaz naturel, de l’éolien, de l’hydroélectricité, de la biomasse et du pétrole. Toutefois, la Nouvelle-Écosse a fait des progrès récemment et continue de prendre des mesures pour faire progresser son plan d’énergie propre^{Note de bas de page 8}.
• Les centrales au charbon et au coke exploitées par Nova Scotia Power comprennent Lingan (620 MW), Point Aconi (171 MW), Point Tupper (154 MW) et Trenton (307 MW)^{Note de bas de page 9}.
• La centrale Tufts Cove (500 MW) à Dartmouth peut brûler du pétrole ou du gaz naturel pour produire de l’électricité. Au cours des dernières années, elle a surtout été alimentée au gaz naturel^{Note de bas de page 10}.
• 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^{Note de bas de page 11}), qui succède à la loi de 2007 sur les objectifs environnementaux et la prospérité durable (Environmental Goals and Sustainable Prosperity Act). La nouvelle loi donne force de loi à de nombreux objectifs en matière de changements climatiques pour la prochaine décennie, notamment l’élimination progressive de la production d’électricité au charbon et la production de 80 % de l’électricité à partir d’énergies renouvelables d’ici 2030.
• En 2023, Nova Scotia Power a produit 42,5 % de son électricité à partir d’énergies renouvelables, comme l’exigent les règlements concernant l’électricité renouvelable (Renewable Electricity Regulations) de 2010 pris en vertu de la loi sur l’électricité^{Note de bas de page 12}. La province prévoit atteindre ses objectifs prévus par la loi pour 2030, principalement grâce à de nouveaux projets éoliens sur terre et à des importations de Muskrat Falls, au Labrador, par le lien maritime.
• Il y a maintenant plus de 300 éoliennes commerciales qui produisent de l’électricité en Nouvelle-Écosse et dont la capacité de production est estimée à 603 MW. La plupart des installations éoliennes sont exploitées par des producteurs indépendants.
• En 2023, la Nouvelle-Écosse a approuvé douze projets d’énergie propre, soit dix projets éoliens et deux projets d’hydrogène et d’ammoniac verts.
• La feuille de route sur l’énergie éolienne extracôtière établit le cadre pour la construction de parcs éoliens dans les eaux océaniques qui sont gérés conjointement avec le gouvernement fédéral^{Note de bas de page 13}, ce qui aidera la province à atteindre l’objectif de louer cinq gigawatts d’énergie éolienne extracôtière d’ici 2030.
• 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 bioénergie de 60 MW à Port Hawkesbury, qui fournit pas moins de 3 % de l’électricité de la province.
• Construite en 1984, la centrale marémotrice Annapolis Royal a été la première centrale marémotrice en Amérique du Nord. Sa capacité de production était de 20 MW. Elle a été fermée en janvier 2019 en raison d’une panne de génératrice et d’une ordonnance rendue par le ministère des Pêches et des Océans du gouvernement du Canada.
• Le Fundy Ocean Research Center for Energy (« FORCE »)^{Note de bas de page 14} est un centre de recherche et d’essais sans but lucratif sur l’énergie marémotrice situé dans le passage Minas de la baie de Fundy. Les partenaires de FORCE comprennent la province de la Nouvelle-Écosse, le gouvernement du Canada, des promoteurs d’énergie marémotrice, des établissements d’enseignement et des groupes environnementaux. Le site d’essai comprend cinq postes d’accostage sous-marins pour le déploiement de dispositifs de marée et de câbles sous-marins afin de permettre aux dispositifs de se raccorder à l’infrastructure terrestre. Le site d’essai comprend cinq postes d’accostage sous-marins pour le déploiement de dispositifs de marée et de câbles sous-marins afin de permettre aux dispositifs de se raccorder à l’infrastructure terrestre.
• En février 2024, le gouvernement du Canada a publié un rapport pour guider les projets d’énergie marémotrice dans la baie de Fundy^{Note de bas de page 15}. Le rapport fait état de quatre enjeux clés qui sont essentiels au secteur de l’énergie marémotrice dans la baie de Fundy, présente une approche par étapes révisée pour l’élaboration de projets, formule des recommandations et traite de l’importance de faire progresser la recherche et la surveillance.

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 16}. 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 17}.
• 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 à Point Tupper^{Note de bas de page 18}. 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^{Note de bas de page 19}.

Transport et commerce de l’énergie

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.^{Note de bas de page 20} (« M&NP ») (figure 3). 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, au Nouveau-Brunswick^{Note de bas de page 21}. Le GNL importé est transporté au Nouveau-Brunswick par le gazoduc Brunswick d’Emera jusqu’à un raccordement avec le pipeline de M&NP^{Note de bas de page 22}. 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, filiale d’AltaGas, avait reçu l’approbation environnementale de la province^{Note de bas de page 23} 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 24}.

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 25}. La vente a été finalisée en juillet 2024^{Note de bas de page 26}. 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 (« CSPENS »)^{Note de bas de page 27} 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 28}.
• 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 29}. 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 30}. 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.

Électricité

• En 2023, les importations interprovinciales et internationales nettes d’électricité en Nouvelle‑Écosse ont totalisé 2,8 TWh.
• 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. Un nouveau projet, appelé « lien de fiabilité^{Note de bas de page 31} », qui vise à relier la Nouvelle-Écosse au Nouveau-Brunswick, est en cours. Nova Scotia Power construit une nouvelle ligne de transport d’électricité de 350 MW parallèle à la ligne existante. Le ministre de l’Environnement et du Changement climatique de la Nouvelle-Écosse a approuvé le projet en décembre 2023. La construction devrait être terminée d’ici la fin de 2027.
• Le projet de lien maritime^{Note de bas de page 32}, mis en service en janvier 2018, raccorde le réseau électrique de la Nouvelle-Écosse à la centrale hydroélectrique Muskrat Falls au Labrador^{Note de bas de page 33}. Le projet consiste en 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. 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 en décembre 2021.
• À l’origine, le projet de boucle atlantique a été proposé sous la forme d’une série de lignes de transport à grande capacité qui relient les actifs d’Hydro-Québec et de Newfoundland and Labrador Hydro au Nouveau-Brunswick et à la Nouvelle-Écosse^{Note de bas de page 34}. En octobre 2023, la Nouvelle-Écosse a déclaré que la boucle atlantique n’était plus viable à l’horizon 2030 en raison de préoccupations liées à l’abordabilité et à la disponibilité. Toutefois, afin d’atteindre ses cibles, la province a indiqué qu’elle continuerait d’accroître les importations d’électricité à l’échelle régionale grâce à un lien maritime et aux liens existants avec le Nouveau-Brunswick pour atteindre les cibles.
• La Nouvelle-Écosse compte environ 32 000 km de lignes de transport et de distribution et Nova Scotia Power^{Note de bas de page 35} exploite la majeure partie des lignes de transport et de distribution d’électricité de la province. Nova Scotia Power est réglementée par la CSPENS et dessert environ 540 000 clients résidentiels, commerciaux et industriels.

Consommation d’énergie et émissions de gaz à effet de serre

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 4). 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 5).

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 36}.

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 37}. 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^{Note de bas de page 38} (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 6).
• 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 7).

Organismes de réglementation de l’énergie

• Office Canada–Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (en anglais)
• Ministère de la Justice de la Nouvelle-Écosse (en anglais)
• Régie de l’énergie du Canada – L’électricité renouvelable au Canada – Nouvelle-Écosse

Date de modification :

2024-09-10