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

Newfoundland and Labrador

Contactez nous

Commentaires, questions, ou suggestions peuvent être envoyés à l’adresse :
energy-energie@cer-rec.gc.ca

Table des matières
  • Figure 1 : Production d’hydrocarbures

    Figure 1 : Production d’hydrocarbures

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2019

    Description :
    Ce graphique illustre la production d’hydrocarbures à Terre-Neuve-et-Labrador de 2008 à 2018. Au cours de cette période, la production de pétrole brut a diminué, passant de 343 kb/j à 244 kb/j.

  • Figure 2 : Production d’électricité par type de combustible (2018)

    Figure 2 : Production d’électricité par type de combustible (2018)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2019

    Description :
    Ce diagramme circulaire illustre la production d’électricité à Terre-Neuve-et-Labrador par méthode de production. En 2018, la production totale d’électricité s’est élevée à 42,8 TWh.

  • Figure 3 : Carte de la capacité de production d’électricité et des sources de combustible primaire

    Figure 3 : Carte de la capacité de production d’électricité et des sources de combustible primaire

    Source et description :

    Source :
    Régie, Ressources naturelles Canada

    Description :
    Cette carte montre les installations de production d’électricité à Terre-Neuve-et-Labrador. On y indique leur capacité et leur source du combustible primaire.

    Télécharger :
    Version PDF [1335 ko]

  • Figure 4 : Carte de l’infrastructure de pétrole brut

    Figure 4 : Carte de l’infrastructure de 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.

    Télécharger :
    Version PDF [454 ko]

  • Figure 5 : Demande pour utilisation finale par secteur (2017)

    Figure 5 : Demande pour utilisation finale par secteur (2017)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2019

    Description :
    Ce diagramme circulaire présente la demande d’énergie pour utilisation finale à Terre-Neuve-et-Labrador par secteur. En 2017, la demande d’énergie pour utilisation finale a totalisé 162 PJ. Le secteur industriel vient au premier rang avec 42 % de la demande totale, suivi des transports (35 %), puis des secteurs résidentiel (16 %) et commercial (8 %).

  • Figure 6 : Demande pour utilisation finale par combustible (2017)

    Figure 6 : Demande pour utilisation finale par secteur (2017)

    Source et description :

    Source :
    Régie – Avenir énergétique du Canada en 2019

    Description :
    Cette figure illustre la demande pour utilisation finale par type de combustible à Terre-Neuve-et-Labrador en 2017. Les produits pétroliers raffinés ont compté pour 99 PJ (61 %) de la demande, suivis de l’électricité, avec 37 PJ (23 %), du gaz naturel, à 16 PJ (10 %) et des biocarburants, à 10 PJ (6 %), les autres combustibles n’étant nullement présents (0 PJ).
    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 à Terre-Neuve-et-Labrador par tranches de cinq ans, de 1990 à 2017 en Mt d’éq. CO2. Les émissions totales de GES ont augmenté à Terre-Neuve-et-Labrador, passant de 9,4 Mt d’éq. CO2 en 1990 à 10,5 Mt en 2017.

Production énergétique

Pétrole brut

  • En 2018, Terre-Neuve-et-Labrador a produit 243,7 milliers de barils par jour (kb/j) de pétrole, soit 5 % de la production canadienne totale et 25 % 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, Terra Nova, White Rose et les projets d’agrandissement White Rose et Hebron. Les projets appartiennent à divers groupes, dont ExxonMobil, Chevron, Husky, Suncor et Equinor.
  • La production, qui se fait toute au large des côtes, a diminué constamment de 2007 à 2015, mais a repris en 2016 et 2017 grâce à la production accrue de la plate-forme de forage pétrolier Hibernia d’ExxonMobil. Elle a encore augmenté en 2018 et 2019 avec la mise en service de la plate-forme Hebron, également exploitée par ExxonMobil.
  • La plate-forme pétrolière Hebron a produit du pétrole pour la première fois le 27 novembre 2017 dans le bassin Jeanne d’Arc. En 2018, la production d’Hebron a été en moyenne de 61,6 kb/j.
  • En 2017, Husky a annoncé, au nom des promoteurs du projet, Husky, Suncor et Nalcor, qu’elle allait de l’avant avec son projet West White Rose, également situé dans le bassin Jeanne d’Arc. La construction de la structure gravitaire est en cours, et la production devrait commencer en 2022.
  • Suncor exploite le champ Terra Nova, à environ 350 km au Sud-Est de Terre-Neuve. En 2019, Suncor et les propriétaires de Terra Nova ont approuvé un projet pour 2020 qui vise à prolonger la production du champ jusqu’en 2031. Le projet devrait permettre la récupération de 80 millions de barils de pétrole de plus.
  • Cinq découvertes de pétrole ont été faites dans les eaux profondes 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, Mizzen, Baccalieu, Bay de Verde et Harpoon. La passe Flamande se trouve à environ 500 km en mer et a une profondeur de 1 200 mètres, ce qui est beaucoup plus loin et beaucoup plus profond que le bassin Jeanne d’Arc, où les installations de production en service sont situées.
  • Equinor (anciennement Statoil) a annoncé la découverte dans la baie du Nord de la passe Flamande en 2013. Le champ comprend également deux autres découvertes, Bay de Verde et Baccalieu, faites en 2015 et 2016, respectivement. Selon l’Office Canada – Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (« OCTNLHE »), les découvertes de Bay du Nord et de Baccalieu pourraient contenir 452 millions de barils de pétrole récupérables. Terre-Neuve-et-Labrador détient une participation de 10 % dans le projet Bay du Nord par l’entremise de la nouvelle société d’État, Oil and Gas Corporation of Newfoundland and Labrador. Bay du Nord marquerait la première mise en valeur extracôtière de la province à l’extérieur du bassin Jeanne d’Arc et le premier projet dans le monde situé au-delà de la limite de 200 milles marins assujettie à la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer.
  • Plusieurs sociétés ont approuvé ou proposé des programmes d’exploration à long terme pour divers gisements situés dans les bassins Jeanne d’Arc, passe Flamande, Orphan et Carson. Ces programmes pourraient entraîner le forage d’exploration de plus de 100 puits d’ici 2028.
  • Les ressources restantes de pétrole brut de Terre-Neuve-et-Labrador sont estimées à 5,1 milliards de barils, en soustrayant la production jusqu’à la fin de 2018.

Produits pétroliers raffinés

  • La raffinerie de North Atlantic à Come by Chance est la seule raffinerie de Terre-Neuve-et-Labrador. Sa capacité est de 130 kb/j depuis son agrandissement; elle était de 115 kb/j jusqu’en 2016. La consommation de la raffinerie est composée à environ 20 % de pétrole extrait dans l’Est du Canada et à 80 % d’importations provenant du large.
  • En 2019, deux projets d’agrandissement ont été proposés à la raffinerie North Atlantic; ils sont actuellement à l’étude par les organismes de réglementation. Le premier permettrait le traitement de bruts légers non corrosifs pour produire du diesel à faible teneur en soufre conforme à OMI 2020 et, ultimement, l’augmentation de la capacité à 162 kb/j. Le second vise à accroître davantage la capacité d’une autre tranche de 40 kb/j et à ajouter une unité de cokéfaction différée de 26 kb/j.
  • Terre-Neuve-et-Labrador a un surplus net de produits pétroliers raffinés et exporte 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 2018, les installations de pétrole brut situées au large des côtes de Terre-Neuve ont produit 549 millions de pieds cubes par jour (Mpi3/j) de gaz naturel. La totalité de cette production a servi à alimenter les installations extracôtières, a été réinjectée dans le sol pour maintenir la pression dans les gisements ou a été brûlée à la torche.
  • Il n’y a pas de production sur le terrain 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.
  • L’OCTNLHE réglemente l’exploration et la mise en valeur des ressources extracôtières.

Électricité

  • En 2018, Terre-Neuve-et-Labrador a produit 42,8 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 de 7 822 mégawatts (MW).
  • Terre-Neuve-et-Labrador produit 95 % de son électricité à partir de sources hydrauliques (figure 3), notamment à la centrale Churchill Falls 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 (cours inférieur du fleuve Churchill) de Nalcor comprend la construction de deux centrales hydroélectriques : Muskrat Falls et éventuellement Gull Island. À la fin de 2019, la construction de la centrale de Muskrat Falls, d’une capacité de 824 MW, était presque terminée. La production d’électricité devrait commencer en 2020. Le coût du projet Muskrat Falls est estimé à environ 12,7 milliards de dollars. Le projet de Gull Island est une centrale de 2 250 MW dont l’aménagement avait été proposé à l’origine après l’achèvement du projet Muskrat Falls; la construction n’a pas encore été approuvée.
  • Après l’hydroélectricité, le pétrole est la principale ressource pour produire de l’électricité à Terre-Neuve-et-Labrador, surtout à la centrale thermique Holyrood, près de Conception Bay South, d’une capacité de 490 MW. Bien que l’électricité produite au moyen de pétrole représente environ 9 % de la capacité de production de la province, elle ne comptait que pour 1,5 % de la production réelle en 2018. Le gaz naturel et l’énergie éolienne apportent aussi une petite contribution à l’ensemble de la production d’énergie.
  • Newfoundland and Labrador Hydro, filiale de Nalcor Energy, contrôle la majorité des activités de production. On trouve aussi des producteurs indépendants d’hydroélectricité, de cogénération, d’énergie éolienne et de biogaz.

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 sa production extracôtière 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 trois millions de barils de Newfoundland Transshipment Limited situé à Whiffen Head. 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 décembre 2017. 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 gazoduc à Terre-Neuve-et-Labrador.

Gaz naturel liquéfié (« GNL »)

  • Il n’y a aucune installation de GNL existante ou proposée à Terre-Neuve-et-Labrador.

Électricité

  • Terre-Neuve-et-Labrador est une grande exportatrice nette d’électricité. En 2018, ses exportations interprovinciales et internationales nettes ont totalisé 32,2 TWh, soit environ 75 % de sa production.
  • Newfoundland Power, filiale de Fortis Inc., est le principal distributeur d’électricité et dessert plus de 87 % des clients de la province. Newfoundland Power exploite quelque 12 000 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.
  • Pour la première fois dans l’histoire, l’île de Terre-Neuve est 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 ligne de transport d’énergie entre le Labrador et l’île de Terre-Neuve a été terminée à la fin de 2017; une fois en service, elle acheminera l’électricité de Muskrat Falls, au Labrador, à Terre-Neuve sur une distance de 1 100 km. La production à Muskrat Falls devrait commencer en 2020.
  • Le lien maritime 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 permettra 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.
  • 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 de Terre-Neuve-et-Labrador réglemente à la fois Newfoundland and Labrador Hydro et Newfoundland Power.

Consommation d’énergie et émissions de gaz à effet de serre (« GES »)

Consommation totale d’énergie

  • En 2017, la demande d’énergie pour utilisation finale à Terre-Neuve-et-Labrador a totalisé 162 pétajoules (PJ). Le secteur industriel vient au premier rang pour la demande d’énergie (42 % de la demande totale), suivi des transports (35 %), du secteur résidentiel (16 %) et du secteur commercial (8%) (figure 5). 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 99 PJ, ou 61 %. Suivent l’électricité et le gaz naturel avec 37 PJ (23 %) et 16 PJ (10 %), respectivement (figure 6).

Produits pétroliers raffinés

  • 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.
  • En 2018, la demande de produits pétroliers raffinés de Terre-Neuve-et-Labrador s’est élevée à 45 kb/j, soit 2 % de la demande pour l’ensemble du Canada. De ce volume, on estime que 14 kb/j étaient pour l’essence automobile et 11 kb/j pour le diesel.
  • En 2018, la consommation de produits pétroliers raffinés par habitant s’élevait à 5 030 litres (32 barils) à Terre-Neuve-et-Labrador, soit 66 % de plus que la moyenne nationale de 3 038 litres par habitant.
  • Depuis 2004, les prix des produits pétroliers raffinés à Terre-Neuve-et-Labrador sont réglementés par le Board of Commissioners of Public Utilities. Cet organisme fixe les prix de détail maximaux 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 2017, la consommation annuelle d’électricité par habitant à Terre-Neuve-et-Labrador s’est établie à 19,3 mégawattheures (MWh). La province arrive au troisième rang au Canada pour la consommation d’électricité par habitant, qui surpasse de 33 % la moyenne nationale.
  • À Terre-Neuve-et-Labrador, c’est le secteur résidentiel qui a enregistré la plus forte consommation d’électricité en 2017, avec 4,3 TWh. Viennent ensuite les secteurs industriel et commercial, à 3,4 TWh et 2,6 TWh, respectivement. La demande d’électricité à Terre-Neuve-et-Labrador a diminué de 5 % depuis 2005.

Émissions de GES

  • En 2017, les émissions de GES de Terre-Neuve-et-Labrador ont totalisé 10,5 mégatonnes (Mt) d’équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO2)Note de bas de page 1, une hausse de 12 % depuis 1990.
  • Les émissions par habitant à Terre-Neuve-et-Labrador se sont élevées à 19,9 tonnes d’éq. CO2, soit 2 % de plus que la moyenne nationale de 19,6 tonnes par habitant.
  • Les secteurs qui émettent le plus de GES à Terre-Neuve-et-Labrador sont les transports, à 34 %, la production pétrolière et gazière, à 27 %, et la production d’électricité, à 15 % (figure 7).
  • En 2017, les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier de Terre-Neuve-et-Labrador ont totalisé 2,9 Mt d’éq. CO2. De ce total, 1,8 Mt était attribuable à la production extracôtière de pétrole et 1,1 Mt au raffinage des produits pétroliers.
  • En 2017, le secteur de la production d’énergie de la province a émis 1,5 Mt d’éq. CO2, soit 2 % de toutes les émissions canadiennes de GES provenant de ce secteur.

Complément d’information

Sources des données

Les profils énergétiques des provinces et territoires s’harmonisent avec les plus récents ensembles de données d’Avenir énergétique du Canada en 2019 de la Régie. Les concepteurs d’Avenir énergétique puisent dans diverses sources de données; ils se basent généralement sur celles de Statistique Canada et font des ajustements selon les circonstances particulières de chaque province et territoire. Les ajustements sont nécessaires pour assurer l’uniformité et la comparabilité des données sur les provinces et territoires.

Date de modification :