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Atelier de 2008 - L'avenir énergétique du Canada
Séance 3A
Dynamique des marchés du gaz
Ottawa (Ontario)
Présenté par
Paul Mortensen
Chef technique
Ressources en hydrocarbures
Office national de l'énergie
22 janvier 2008
Bon après-midi Mesdames et Messieurs et bienvenue à notre séance sur la dynamique des marchés du gaz. Je m'appelle Paul Mortensen et j'occupe le poste de chef technique des ressources en hydrocarbures à l'ONÉ.
Les marchés nord-américains du gaz naturel évoluent constamment.
L'Office a examiné un large éventail de données sur l'offre, la demande et les prix du gaz canadien pour les besoins du projet sur l'avenir énergétique.
La portée de ce projet étant déjà suffisamment large, nous n'avons pu analyser de quelle façon ces variations pourraient influer sur le transport et le stockage de gaz, les services de gazoducs et l'exploitation gazière ou les marchés américains.
Deux spécialistes du transport et de la distribution du gaz naturel sont avec nous aujourd'hui pour traiter de ces questions.
Conférenciers
À ma gauche, M. Bill Langford Ph.D, vice-président, Stratégie pipelinière de TransCanada Pipelines - l'entreprise qui transporte plus de gaz naturel que toute autre en Amérique du Nord. TransCanada achemine du gaz sur tout le territoire albertain, d'un bout à l'autre du Canada et dans des régions clés des États-Unis, en plus de participer très activement au projet de gazoduc de l'Alaska et à celui de la vallée du Mackenzie.
À la gauche de Bill, nous avons Malini Giridhar. Malini est directrice, Politique et analyse de l'énergie, à Enbridge Gas Distribution. Elle est chargée de l'acquisition et de la répartition du gaz, de même que de la planification et de la stratégie en matière d'énergie.
Malini et Bill apporteront des éclaircissements précieux sur l'analyse des débits des gazoducs, les tendances de la demande et les enjeux opérationnels en Ontario. Les projections relatives à l'avenir énergétique ne pouvaient expliquer le contexte nord-américain ni être suffisamment détaillées pour comprendre les circonstances particulières de l'Ontario.
Notre séance durera 80 minutes. Elle a pour but de mettre en lumière certains des défis et des possibilités du secteur du gaz naturel. Après un bref résumé de certaines questions que nos analyses sur l'avenir énergétique ont fait ressortir, chacun de nos conférenciers vous fera une présentation. Nous avons prévu à la fin une période de questions d'une durée de 15 à 20 minutes. Nous vous prions de patienter jusqu'à ce moment-là pour adresser vos questions à nos experts.
Utilisation des ressources
Le Canada dispose d'énormes ressources restantes de gaz naturel (colonnes foncées), quel que soit le scénario prospectif envisagé.
La quantité de ressources qui seraient produites de 2005 à 2030 est également indiquée.
Au cours de la période de projection, on continue de mettre l'accent sur les ressources classiques dans l'Ouest canadien et le gaz des réservoirs étanches, non classique.
Le méthane de houille prend une importance croissante, surtout lorsque les prix sont élevés, mais l'exploitation des autres ressources non classiques et de celles des régions pionnières fait face à de l'incertitude, ainsi qu'à la longue durée d'installation et au coût élevé de l'infrastructure nécessaire au raccordement des puits éloignés.
En conséquence, la production de gaz canadien diminue dans deux des trois scénarios prospectifs.
Or les scénarios prévoient une croissance de la demande de gaz canadien.
Une importante source de croissance de cette demande est le secteur des sables bitumineux.
Flux nets en provenance de l'Ouest canadien
Mis ensemble, ces facteurs pourraient avoir d'importantes répercussions sur la quantité nette de gaz de l'Ouest canadien exporté de la région une fois la demande locale satisfaite.
Habituellement, près de 60 % du gaz produit dans la région est livré sur les autres marchés du Canada et aux États-Unis.
En Triple-E, il y a épuisement graduel des flux jusqu'à zéro sans la contribution du gaz du Mackenzie.
Incidences éventuelles des flux de gaz
Si l'Ouest canadien livre moins de gaz, il se pourrait que les approvisionnements nécessaires pour répondre à la demande croissante d'électricité produite à partir de gaz naturel, notamment en Ontario, proviennent de plus en plus des États-Unis.
D'autres changements sont possibles, dont une augmentation de la production dans la région des Rocheuses américaines et dans les schistes de l'est du Texas, de la Louisiane et de l'Arkansas.
L'apport de fortes quantités de GNL directement dans les divers marchés, avec des possibilités de grandes fluctuations saisonnières, constitue un autre facteur d'incertitude.
Éventualités en matière de gaz naturel
L'analyse sur l'avenir énergétique propose un certains nombre de défis et incertitudes à propos des marchés du gaz naturel - ce que nous appelons des éventualités.
Suite à l'analyse faites dans le cadre du projet sur l'avenir énergétique, les perceptions de l'industrie à propos du forage dans l'ouest du Canada, particulièrement en Alberta, sont plus négatives. Les préoccupations de l'industrie au sujet de l'escalade des coûts, les prix du gaz plus faibles, des conditions économiques plus intéressantes pour le pétrole et les modifications au système des redevances en Alberta sont à la base d'un ralentissement des investissements dans le domaine gazier. Combien de temps cela durera-t-il, et quels seront les impacts sur la production canadienne? Nous ne saurions dire.
Pendant toute la durée de 2007, l'offre globale de GNL était relativement serrée du fait que les marchés asiatiques et européens étaient prêts à faire de la surenchère face au marché nord-américain pour les chargements disponibles pendant les périodes de pointe. Selon les projets qui seront mis en service entre 2008 et 2010, l'offre de GNL pourrait augmenter de presque 50 % (pour atteindre environ 30 Gpi3/j ). Un ajout important pourrait déboucher sur le marché nord-américain pendant les mois d'été. Un rythme plus lent au niveau des sources additionnelles de GNL après 2010 pourrait entrainer des conditions d'offre plus serrée.
Des projets pipeliniers dans le Delta du Mackenzie et en Alaksa font partie du paysage énergétique depuis longtemps. En effet, ce mois-ci TCPL a été choisi en vertu de la Alaska's Gas Inducement Act pour procéder à un appel de soumissions des expéditeurs et pour recevoir un support financier aux fins du processus réglementaire. Il reste à voir quels seront les impacts sur le projet gazier du Mackenzie.
Du côté de la demande, il existe beaucoup d'incertitudes à propos des marchés clés des sables bitumineux. Environ 75 % de la ressource est trop profondément enfouie pour un forage en surface et doit être chauffée pour en permettre l'extraction par des puits horizontaux. Bien que plus énergivores, un certain nombre de technologies en cours d'évaluation pourraient se substituer aux combustibles de remplacement.
Pour terminer, parlons de la production d'électricité à partir du gaz naturel. Il y a peu d'options de rechange associées aux installations de production d'électricité à partir du gaz naturel en ce qui a trait à 1) la flexibilité opérationnelle; 2) la facilité de trouver un emplacement; 3) les courts délais de construction; et 4) les faibles coûts en capitaux initiaux . Cette situation est particulièrement vraie dans le cas où le réseau électrique requiert une source alternative de production d'électricité proche d'un équipement de production éolienne éloigné. Il est possible d'envisager que la production à partir de charbon épuré pourrait remplacer des ajouts de production à partir du gaz mais l'incertitude liés aux coûts d'une nouvelle technologie et les émissions anticipées ralentissent son adoption.
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