Aperçu du marché : Production pétrolière au large de Terre-Neuve-et-Labrador – des champs parvenus à maturité à la croisée des chemins

Date de diffusion : 2026-08-26

Toute la production pétrolière extracôtière du Canada provient de cinq champs pétroliers répartis entre quatre projets de production situés au large de Terre-Neuve-et-Labrador (« T.-N.-L. ») (figure 1). Bien que la production ait été plus élevée dans les années 2000, elle a augmenté au cours des dernières années en raison des investissements et de la remise en état des unités flottantes de production, de stockage et de déchargement qui ont prolongé la durée de vie des champs parvenus à maturité. Pour l’avenir, la production des gisements existants, combinée à la mise en valeur proposée de Bay du Nord, qui progresse grâce aux processus réglementaires et commerciaux, pourrait devenir un facteur important dans les perspectives à long terme du secteur pétrolier extracôtier de la province.

La zone extracôtière Canada–Terre-Neuve-et-Labrador s’étend sur environ 1,8 million de kilomètres carrés, une superficie plus grande que le golfe du Mexique aux États-Unis. La production a commencé à Hibernia en 1997, suivie de Terra Nova (2002), de White Rose (2005), de North Amethyst en 2011 (un champ satellite de White Rose) et d’Hebron (2017), le premier champ de pétrole lourd de la province^{Note de bas de page 1}.

Figure 1 – Carte des champs pétroliers extracôtiers actuellement en exploitation à Terre-Neuve-et-Labrador

Terre-Neuve-et-Labrador comptait pour environ 4,5 % de la production totale de pétrole du Canada en 2025, avec une moyenne d’environ 240 000 barils par jour (« kb/j »), ce qui représente une hausse de 15 % d’une année à l’autre^{Note de bas de page 2}. Au début de 2026, la production a continué d’augmenter pour atteindre entre 285 et 310 kb/j, principalement avec l’apport d’Hebron et d’Hibernia (figure 2).

Figure 2 – Production pétrolière extracôtière de Terre-Neuve par champ

L’infrastructure extracôtière et la remise en état des unités flottantes de production, de stockage et de déchargement à Terre-Neuve-et-Labrador

Hibernia et Hebron sont des structures gravitaires, tandis que Terra Nova et White Rose sont des unités flottantes de production, de stockage et de déchargement. À mesure que les unités flottantes vieillissent, elles doivent être modernisées dans le but de prolonger leur durée de vie et celle des champs. Les travaux de remise en état ont entraîné l’interruption de la production au champ Terra Nova en janvier 2020, et ceux réalisés à l’unité de SeaRose ont mis hors service les champs White Rose et North Amethyst en janvier 2024. La production a repris à Terra Nova en novembre 2023, et à White Rose et North Amethyst en mars 2025.

Le cadre de réglementation des activités au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador

La Régie Canada–Terre-Neuve-et-Labrador de l’énergie extracôtière (« RC-TNLEE »)^{Note de bas de page 3} supervise les activités pétrolières et gazières extracôtières en vertu du cadre fédéral-provincial de l’Accord atlantique, incluant ce qui se rapporte à la sécurité, la protection de l’environnement et les licences.

Perspectives d’avenir : Production de pétrole extracôtière à Terre-Neuve-et-Labrador

Bien que la plupart des champs producteurs soient parvenus à maturité, entraînant une diminution graduelle de la production au fil du temps, il est possible qu’une hausse à court terme se produise en raison des travaux de remise en état des unités flottantes de production, de stockage et de déchargement. Le projet de remise en état de Terra Nova en 2020, par exemple, a permis de prolonger la production jusqu’en 2033^{Note de bas de page 4}, tandis que le projet de modernisation de l’unité flottante SeaRose, réalisé en 2024, et le projet de prolongement West White Rose soutiennent la production pétrolière continue du champ White Rose jusqu’en 2038^{Note de bas de page 5}.

Au-delà des champs de production existants, un projet d’envergure est en cours d’élaboration au champ de Bay du Nord^{Note de bas de page 6}. Il a été découvert en 2013, dans le bassin de la passe Flamande^{Note de bas de page 7}, et ce projet a fait l’objet d’une décision fédérale concernant l’évaluation d’impact en 2022^{Note de bas de page 8}. Le 5 mai 2026, Equinor a présenté sa demande de plan de mise en valeur à la RC-TNLEE^{Note de bas de page 9}, pour que le projet chemine dans le processus d’examen des demandes de mise en valeur. La phase initiale du projet Bay du Nord, qui comprend les champs Bay du Nord et Cambriol, compte des ressources de pétrole récupérable estimées à 430 millions de barils^{Note de bas de page 10Note de bas de page 11}. Il pourrait s’agir du premier projet de mise en valeur en eaux profondes de la province à produire du pétrole. Ce projet est à la croisée des chemins pour l’industrie pétrolière au large de Terre-Neuve, puisqu’une décision d’investissement définitive est attendue en 2027 et que les premiers barils pourraient être produits d’ici 2031^{Note de bas de page 12}. Son avancement dépendra des coûts, des conditions du marché et de la concurrence^{Note de bas de page 13}.

Terre-Neuve-et-Labrador évolue sur le marché mondial du pétrole extracôtier^{Note de bas de page 14} et fait face à la concurrence de grandes régions productrices comme le Guyana, le Brésil, les États-Unis (dans le golfe du Mexique) et la Norvège^{Note de bas de page 15}. Les décisions relatives aux investissements sont influencées par les différences dans la géologie, les régimes d’imposition et de redevances, les coûts de mise en valeur et les conditions d’exploitation, ce qui peut entraîner des variations dans les échéanciers et les coûts globaux du projet d’un bassin à l’autre^{Note de bas de page 16}.

Date de modification :

2026-09-04