Énergie NB (anglais : ; ou bilingue : Énergie NB Power) est une société de la Couronne de la province du Nouveau-Brunswick au Canada. Fondée en 1920, la société exerce le monopole du transport et de la distribution, en plus d'être le principal producteur d'électricité dans la province. En date de la fin de 2009, la société est organisée sous la forme d'une société de portefeuille regroupant quatre divisions, responsables de la production classique, de la production nucléaire, du transport, la quatrième étant responsable de la distribution et du service à la clientèle. Son siège social est établi à Fredericton.
Le réseau d'Énergie NB s'étend sur l'ensemble du territoire du Nouveau-Brunswick, à l'exception des réseaux de distribution des villes de Saint-Jean, d'Edmundston et de Perth-Andover, qui sont desservis par les distributeurs municipaux Saint John Energy, Énergie Edmundston et Perth-Andover Electric Light Commission. Énergie NB fournit également 96 % de l'électricité consommée à l'Île-du-Prince-Édouard. Elle échange aussi de l'électricité avec les réseaux voisins de la Nouvelle-Angleterre, de la Nouvelle-Écosse et du Québec.
En , le Québec et le Nouveau-Brunswick, signent une entente de principe qui prévoit la vente de la plupart des actifs d'Énergie NB à Hydro-Québec pour la somme de . L'entente controversée est toutefois abandonnée cinq mois plus tard.
Historique
Le développement de l'industrie électrique au Nouveau-Brunswick démarre dès les années 1880 avec la mise en place de petites centrales électriques privées dans les régions de Saint-Jean, Fredericton et Moncton. Au cours des 30 années suivantes, d'autres villes sont successivement électrifiées tant et si bien qu'en 1918 plus de 20 entreprises font le commerce de l'électricité, sans aucun standard, tant au niveau du service que des prix. Ainsi, à Saint-Jean, les tarifs fluctuaient de 7,5 à 15 cents le kilowatt-heure, en fonction de l'endroit et de la consommation mensuelle .
Reconnaissant le rôle important que l'électricité était appelée à jouer dans le développement économique, le premier ministre du Nouveau-Brunswick, Walter E. Foster propose la création d'une société électrique de juridiction provinciale. L'Assemblée législative adopte un projet de loi en ce sens. La Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick est créée le . Immédiatement, la commission, sous la direction de son premier président, C.W. Robinson, lance la construction de la centrale hydroélectrique de Musquash, un projet de afin d'alimenter des charges dans les régions de Saint-Jean, Sussex et Moncton à l'aide d'une ligne à haute tension de . Terminé dans les délais, en 1922, le nouveau barrage de terre ne résiste pas à la crue printanière et s'écroule l'année suivante .
L'accident provoque une perte de confiance envers la nouvelle commission et la construction d'une installation plus importante à Grand-Sault, sur le fleuve Saint-Jean, sera entreprise à compter de 1926 par une filiale de l'International Paper Company. La centrale de Grand-Sault sera complétée en 1930. Au cours de cette période, la demande d'électricité augmente et d'autres installations de production sont requises afin d'alimenter la province. La commission décide de profiter des ressources houillères de la région de Minto et construit une centrale près des mines, la centrale de Grand Lake, qui sera mise en service en 1931, puis agrandie cinq ans plus tard .
Croissance de la demande thumb|right|L'évacuateur de crue de la centrale de Grand-Sault, lors de la crue printanière du fleuve Saint-Jean. La Seconde Guerre mondiale entraîne une augmentation de la consommation d'électricité. Cette croissance des besoins entraîne des mesures de rationnement à la fin des années 1940 . La société se lance dans la construction de deux barrages, Tobique, inauguré en 1953 et Beechwood, dont la construction a été finalisée deux ans plus tard. La Commission fait aussi l'achat de la centrale de Grand-Sault en 1959 et met en chantier la plus grande centrale hydroélectrique de la province, la centrale de Mactaquac, dont les trois premières tranches sont mies en service en 1968 .
Les nouveaux développements hydroélectriques s'avèrent toutefois insuffisants à combler le déséquilibre entre l'offre et la demande d'électricité, qui s'accroît au rythme de 12 % par année entre 1960 et 1975. Pour faire face à cette croissance explosive des besoins, la Commission lance la construction d'une centrale au mazout lourd à Courtenay Bay, près du chantier naval de Saint-Jean en 1959. Une première turbine de est mise en route l'année suivante, à laquelle s'ajoutent deux autres groupes, en 1965 et 1966. Pour desservir les besoins du nord de la province, une autre centrale au mazout, d'une capacité initiale de est construite à Dalhousie. La centrale est mise en exploitation à compter de 1969.
La signature d'une série d'ententes avec des distributeurs de la Nouvelle-Angleterre permet à la société d'entreprendre la construction de sa plus puissante centrale. Munie de trois unités de , la centrale au mazout lourd de Coleson Cove est construite à compter de 1972 et sera complétée en . Cependant, le contexte énergétique est moins favorable aux centrales thermiques classiques depuis le choc pétrolier de 1973. La hausse des prix du pétrole, dont le prix est passé de 3 à le baril entre 1973 et 1982, force l'entreprise à étudier d'autres options .
Pointe Lepreau
La construction d'une centrale nucléaire au Nouveau-Brunswick a été discutée depuis la fin des années 1950. Pendant plus de 15 ans, des ingénieurs de la Commission visitent les laboratoires de Chalk River pour se tenir au courant des plus récentes tendances dans le domaine, mais des pourparlers formels ne débutent qu'en 1972. Les discussions entre les représentants du premier ministre Richard Hatfield et EACL s'accélèrent l'année suivante en raison du premier choc pétrolier, la province voulant s'assurer une source d'électricité aux prix moins volatils que le pétrole. Toutefois, le financement du projet pose problème.
L'annonce par le gouvernement fédéral d'un programme de prêt couvrant la moitié des coûts d'une première centrale nucléaire dans une province, en , lève le dernier obstacle à la construction de la centrale nucléaire de la Pointe Lepreau, située à une vingtaine de kilomètres à l'ouest de Saint-Jean. Le , Hatfield annonce sa décision de construire la centrale et laisse planer la possibilité d'en construire une deuxième dans le futur. Le , la Commission canadienne de l'énergie atomique autorise la construction de deux tranches de sur un site qui peut accueillir quatre réacteurs.
Des relations de travail tendues sur le chantier, des problèmes de design ainsi que la hausse vertigineuse des coûts de construction feront exploser le budget prévu. Le coût du premier réacteur CANDU-6 au monde, estimé à 466 millions de dollars en 1974 a triplé durant la construction, passant à 1,4 milliard de dollars lors de la mise en service commercial, le .
Activités Centrales électriques thumb|right|La centrale et le barrage de Mactaquac, en amont de Fredericton. Le parc de production d'Énergie NB est constitué de 16 centrales, d'une puissance installée totale de en 2008. Le parc utilise une variété de sources énergétiques, dont l'hydroélectricité, l'énergie nucléaire, le mazout lourd et le charbon. Selon l'analyste en énergie Tom Adams, Énergie NB est l'entreprise électrique nord-américaine dont la production est la plus dépendante du pétrole.
Les principales installations de production sont réparties à travers la province et en particulier dans la région de Saint-Jean, qui compte pour la moitié de la production avec les centrales thermiques de Coleson Cove () et de Courtenay Bay (), ainsi que la centrale nucléaire de Point Lepreau .
La centrale, dont la réfection a été chaudement débattue au cours de la première moitié des années 2000, a été décidée par le gouvernement du premier ministre Bernard Lord en juillet 2005. Le contrat dont le coût a été fixé à a été accordé à Énergie atomique du Canada. Les travaux de réfection majeure ont débuté en avril 2008 et devaient durer 18 mois. Cependant, en raison d'une série de retards provoqués par de l'outillage robotisé devant retirer les tubes de pression, la réouverture est d'abord reportée de trois mois en janvier 2009, puis de quatre mois supplémentaires en juillet de la même année. En , le ministre de l'Énergie du Nouveau-Brunswick, Jack Keir, indique que la réouverture de la centrale est maintenant prévue en février 2011.
En , le gouvernement de Shawn Graham annonce la construction possible d'une deuxième centrale nucléaire sur le site de Point Lepreau, en collaboration avec le constructeur français Areva.. Cependant, l'élection d'un gouvernement conservateur dirigé par David Alward en septembre 2010 remet en cause l'avenir de cette entente.
Le nord du Nouveau-Brunswick est desservi principalement par la centrale au mazout de Dalhousie () et la centrale au charbon de Belledune (). Ces deux installations sont les deux principales sources de gaz à effet de serre du parc de production de la société. En 2007, la centrale de Belledune a émis 2,94 millions de tonnes de alors que celle de Dalhousie était responsable de 1,69 million de tonnes.
Les principales installations hydroélectriques ont été installées sur le fleuve Saint-Jean. La centrale de Mactaquac (), construite à une vingtaine de kilomètres en amont de la capitale Fredericton, a été construite au coût de entre 1965 et 1968. Depuis sa construction, cette centrale a connu beaucoup de difficulté en raison d'une alcali-réaction du béton de la structure qui provoque l'apparition de fissures. Le problème, qui est connu depuis les années 1970, pourrait réduire la durée de vie de l'ouvrage de moitié et entraîner la fermeture de la centrale d'ici 2013, selon le rapport d'un consultant commandé en 2000 par Énergie NB..
Selon un rapport préparé en 2005 par l'exploitant du réseau du Nouveau-Brunswick, la province dispose de certains avantages au niveau de la production d'électricité. La présence de zones côtières permet par exemple d'installer de nouvelles centrales thermiques, qui nécessitent des sources d'eau de refroidissement et la proximité de réseaux voisins qui permettent la vente et l'achat d'électricité. Le rapport note cependant que le Nouveau-Brunswick ne dispose pas de sources de combustibles appropriées sur son territoire et que les installations de production électrique au Nouveau-Brunswick souffrent d'une grande dépendance aux combustibles importés ..
+ Parc de production d'Énergie NB, au 31 mars 2008 Centrale Type Puissance installée (MW) Mise en service Commentaire Coleson Cove Mazout lourd et coke de pétrole 972 1976 Mactaquac Hydroélectrique 672 1968 Point Lepreau Nucléaire 635 1983 En réfection majeure depuis avril 2008. La réouverture est prévue en février 2011. Belledune Charbon 458 1993 Millbank Turbine à combustion 399 1991 Dalhousie Mazout lourd 300 1969 Fermeture prévue en 2010 Beechwood Hydroélectrique 113 1957 Courtenay Bay Mazout lourd 110 1961 Sainte-Rose Turbine à combustion 1001991 Grand-Sault Hydroélectrique 66 1928 Grand Lake Charbon 57 1952 Fermeture prévue en juin 2010 Grand Manan Turbine à combustion 27 1989 Tobique Hydroélectrique 20 1953 Nepisiguit Falls Hydroélectrique 11 1921 Achetée par Énergie NB en juin 2007 Sisson Hydroélectrique 9 1965 Milltown Hydroélectrique 4 1911
Transport de l'électricité thumb|right|Les lignes de transport d'électricité à proximité de la centrale nucléaire de Point Lepreau, dans le sud-ouest du Nouveau-Brunswick.