Perspectives sur l’énergie pour l’hiver 2011-2012 - S’adapter à l’incertitude économique

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Les perspectives économiques mondiales constituent le principal élément d’incertitude pour les prix de l’énergie cet hiver. Il est question de plans pour réduire la tourmente dans le secteur bancaire en Europe, et les marchés des produits de base et des actions remontent la pente après les lourdes pertes subies récemment. L’augmentation saisonnière de la demande pourrait empêcher les prix de fléchir davantage.

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À l’heure actuelle, la dynamique des économies à l’échelle de la planète, en Europe entre autres, s’avère la principale source d’incertitude pour la demande énergétique mondiale. La taille énorme de la dette souveraine des pays industrialisés a accru les risques de non-remboursement et réduit les attentes relativement à la demande énergétique.

Huit mois après les catastrophes naturelles qu’a connues le Japon, certaines chaînes de fabrication ne sont toujours pas rétablies, et la demande de gaz naturel liquéfié (GNL) dans ce pays, plus forte qu’à l’habitude, a fait grimper les prix de ce produit à l’échelle mondiale.

L’instabilité géopolitique est une source d’inquiétude pour l’approvisionnement énergétique. Parmi les grandes inconnues de l’heure, il y a la Libye, où le nouveau gouvernement tente de rétablir l’ordre et de redémarrer la production de pétrole. On ignore toujours quand cette source d’approvisionnement sera de nouveau disponible. Les progrès réalisés par l’Iran en matière de technologie nucléaire préoccupent beaucoup de pays membres de l’ONU et accroissent les risques que l’approvisionnement de pétrole dans cette région soit perturbé.

En comparaison des marchés mondiaux, les marchés nord-américains de l’énergie sont bien nantis. Tellement, qu’on enregistre des surplus à certains points importants où les prix sont établis. C’est le cas à Cushing, en Oklahoma, où cette situation est aggravée par une capacité limitée de transport pour acheminer le pétrole vers d’autres centres de raffinage. Au carrefour Henry et à d’autres points en Amérique du Nord où les prix sont fixés, l’approvisionnement continue d’être abondant. En ce qui a trait à l’électricité, les marchés demeurent relativement stables à leurs niveaux des dernières années. Il y a toutefois une exception notable, l’Alberta, qui a une capacité d’importation d’énergie limitée quand les prix sont à leur plus haut.

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Le phénomène de substitution entre les produits énergétiques fondée sur la demande n’est pas nouveau. Traditionnellement, les prix du gaz naturel et du charbon suivaient la même courbe que le prix du pétrole. Depuis 2009, toutefois, ce n’est plus le cas en Amérique du Nord, en raison surtout de la très forte hausse de la production de gaz naturel tiré du gaz de schiste. En termes d’équivalence énergétique, la valeur du gaz naturel se rapproche maintenant davantage de celle du charbon que de celle du pétrole. Ces variations de prix ont deux conséquences : d’une part, les forages ciblent de plus en plus le pétrole au détriment du gaz naturel et, d’autre part, le charbon s’éclipse de plus en plus devant le gaz naturel pour la production d’électricité.

Dans le passé, environ 60 % à 70 % des activités de forage dans l’Ouest canadien ciblaient le gaz naturel. Depuis que le lien entre les prix du pétrole et du gaz s’est rompu, en 2009, les proportions se sont inversées, et la majorité des puits forés sont maintenant des puits de pétrole.

Le remplacement du charbon par le gaz est un phénomène alimenté par les marchés à court terme qui est plus présent dans le secteur de la production d’électricité aux États-Unis, bien que ses effets se fassent sentir sur la demande de gaz de l’ensemble de l’Amérique du Nord. Depuis quelques années, la convergence des prix du charbon et du gaz, combinée à l’amélioration de l’efficacité des centrales au gaz naturel (cycle combiné), a incité beaucoup de services publics à délaisser les centrales au charbon au profit de celles au gaz. Au prix Central Appalachia (CAPP) actuel du charbon, le seuil de rentabilité avec le gaz naturel se situe entre 3,50 $ et 5 $/MBTU, selon les coûts de transport par rail et de stockage du charbon (la Floride, par exemple, se trouve au haut de la fourchette, alors que l’Ohio est à l’autre extrémité). Dès lors que le prix au carrefour Henry dépassera 5 $/MBTU, le charbon deviendra l’option la plus intéressante à beaucoup d’endroits.

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À la fin de septembre, le Fonds monétaire international (FMI) a revu ses perspectives économiques mondiales. Dans son rapport, on peut lire : « L’économie mondiale se trouve dans une nouvelle phase périlleuse. L’activité mondiale a fléchi et est devenue plus inégale, la confiance s’est effondrée depuis peu et les risques de dégradation de la situation augmentent. » Selon le FMI, la croissance mondiale modérera et tombera à environ 4 % jusqu’à la fin de 2012, comparativement à plus de 5 % en 2010.

Toujours selon le FMI, au cours de cette « nouvelle phase périlleuse », les économies avancées vont continuer à connaître une expansion, quoique « heurtée », alors que les perspectives pour les pays émergents sont redevenues incertaines, malgré la prévision d’une croissance relativement forte. Au Canada, le FMI prévoit une croissance de 2,1 % en 2011 et de 1,9 % en 2012, en baisse par rapport à ses prévisions antérieures de 2,8 % et de 2,6 % respectivement.

Le 25 octobre dernier, la Banque du Canada a annoncé qu’elle continuait à maintenir son taux cible de financement à un jour à 1 %. Le Gouverneur de la banque a déclaré : « Les perspectives d’évolution de l’économie canadienne se sont assombries depuis juillet, le contexte extérieur nettement moins favorable ayant des incidences sur le Canada par la voie des liens financiers, de la confiance et des échanges commerciaux. » Les perspectives de croissance du PIB mises à jour de la Banque du Canada pour 2011 et 2012 sont identiques à celles du FMI.

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Selon les prévisions, la plupart des régions au Canada connaîtront des températures en-dessous des valeurs saisonnières cet hiver. Si cette prévision se réalise, la demande de mazout de chauffage, de gaz naturel et d’électricité pour chauffer les bâtiments augmentera.

L’hiver qui approche devrait être marqué par la présence du phénomène de La Nina, avec comme conséquence habituelle que l’Ouest canadien, les provinces de l’Atlantique et la Nouvelle-Angleterre subiront des températures nettement plus froides. À Terre-Neuve et dans la partie sud des provinces de l’Ouest, les précipitations seront supérieures aux valeurs de saison. La Nina devrait aussi produire un hiver sec et chaud dans certaines parties du sud des États-Unis.

Si cette prévision se réalise toujours, les prix de l’énergie au Canada seront soumis à des pressions à la hausse causées par la demande accrue d’énergie pour le chauffage. Le gaz naturel et l’électricité sont les deux produits dont les prix sont les plus susceptibles de grimper, en particulier si les États américains très peuplés de la côte Est et du Midwest connaissent de longues périodes de froid intense.

L’été 2011 a été l’un des plus chauds jamais enregistrés, comme l’indique le nombre total de jours de réfrigération, qui a frôlé le sommet des cinq dernières années au Canada et aux États-Unis. La croissance de la demande d’énergie pour alimenter les climatiseurs a eu un effet haussier sur les prix du gaz naturel et de l’électricité.

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Il existe un lien direct entre les perspectives des prix du pétrole et celles de l’économie mondiale. Aucune variation notable des prix du pétrole brut n’est prévue par rapport aux niveaux actuels, ce qui équilibrera les effets de l’offre limitée et de l’incertitude de la demande causée par l’instabilité de l’économie mondiale.

Parmi les obstacles à l’horizon, on note la crise financière en Europe, les données économiques décevantes aux États-Unis et en Europe et l’érosion de la confiance des consommateurs et des entreprises. Dans son rapport de septembre sur le marché pétrolier, l’Agence internationale de l’énergie citait ces facteurs, et d’autres encore, pour justifier la révision à la baisse de ses attentes relatives à la croissance économique mondiale et à la demande de pétrole jusqu’à la fin de 2011 et pour 2012.

Même si les problèmes géopolitiques au Proche-Orient et en Afrique du Nord ne sont plus des déterminants clés dans les variations des prix du pétrole, la région demeure une source constante de menaces pour l’approvisionnement. En Libye, on prévoit une augmentation graduelle de la production jusqu’à la fin de 2012, mais des doutes persistent quand à la capacité du nouveau gouvernement d’assurer une transition pacifique. Et, il y a l’Iran et l’Iraq, où des risques subsistent en ce qui a trait à l’approvisionnement.

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Après avoir atteint des sommets post-récession au printemps à la suite de problèmes géopolitiques qui sont survenus dans des régions grandes productrices, les prix du pétrole ont fléchi quelque peu à mesure qu’augmentaient les inquiétudes au sujet de la vigueur de l’économie mondiale.

À l’approche des températures plus froides et de la période de l’année où la demande est la plus forte, le WTI se négocie autour de 90 $US le baril. En Europe, le Brent brut coûte environ 20 $ le baril de plus.

Le WTI, dont le prix est établi dans le Midwest américain, n’est désormais plus rattaché aux prix du pétrole d’outre-mer. Les producteurs canadiens reçoivent des prix qui sont alignés sur le WTI, alors que les raffineries installées le long des côtes - golfe du Mexique, Nord-Est des États-Unis et Est du Canada - transforment du pétrole dont le prix est établi par rapport au pétrole d’outre-mer, comme le Brent. À elles seules, ces raffineries comptent pour environ 57 % de la capacité totale de raffinage aux États-Unis, et leur production contribue dans une large mesure à fixer les prix des produits pétroliers offerts sur le marché nord-américain.

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Les stocks de produits pétroliers commerciaux et de pétrole brut des trois principaux marchés de l’OCDE sont près de leurs plus bas niveaux des cinq dernières années.

En ce moment, l’approvisionnement de pétrole sur les marchés mondiaux est limité, ce qui favorise des prix élevés. En dépit du fait que les stocks de brut et de produits pétroliers approchent leur seuil le plus bas des cinq dernières années, ils continueront de baisser au quatrième trimestre, période de forte demande. Avant la fin de l’année, on s’attend à ce que les stocks des trois principaux marchés sont près de leur plus bas niveau des dix dernières années.

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On prévoit que le prix moyen du pétrole WTI se maintiendra entre 85 $US et 95 $US le baril cet hiver.

Comme cela a été indiqué déjà, compte tenu des difficultés que connaît l’économie mondiale, les prix pourraient demeurer à leur niveau actuel ou baisser.

Par ailleurs, il n’est pas impossible que les prix augmentent jusqu’à la fin de l’année, résultat de la croissance de la demande saisonnière dans un contexte d’approvisionnement relativement limité à l’échelle mondiale.

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Les prix du pétrole brut jouent un rôle déterminant dans ceux du mazout de chauffage. Selon les stocks, les prix du mazout et du diesel peuvent fluctuer à la hausse ou à la baisse. Les stocks de distillats aux États-Unis influent sur les prix du mazout au Canada.

À l’heure actuelle, les stocks de distillats moyens aux États-Unis se situent dans la moyenne des cinq dernières années, ce qui indique que les marchés sont suffisamment approvisionnés à l’approche de l’hiver. Toutefois, sur le marché du Nord-Est des États-Unis, où les prix sont établis, on s’attend à ce que les stocks soient en-dessous de la moyenne, une conjoncture favorable au maintien des prix du mazout dans l’Est du Canada.

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Le prix du brut constitue environ 60 % du prix du mazout de chauffage. En se fondant sur une prévision de 85 $ à 95 $ le baril de pétrole WTI, le prix moyen du mazout devrait se situer entre 1 $ et 1,20 $ le litre. L’hiver dernier, il était d’environ 1,02 $ le litre.

Pour la semaine terminée le 25 octobre, le prix moyen au Canada était autour de 1,14 $ le litre, comparativement à 0,93 $ au même moment l’année dernière (quand les prix du pétrole étaient plus bas).

La demande de mazout est directement liée à la température. Des températures plus clémentes qu’à l’habitude peuvent entraîner une baisse de la demande et faire chuter les prix. Au contraire, si l’hiver est plus inhabituellement froid ou précoce, la demande augmente, les stocks baissent et il s’exerce une pression à la hausse sur les prix.

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La production de sables bitumineux augmente sans cesse. Parmi les projets récemment mis en production, on note celui d’exploitation des sables bitumineux de l’Athabasca (PESBA), la composante bitume du gisement Jackpine et plusieurs projets de récupération situ.

La capacité de valorisation a été réduite au début de 2011. Cela s’explique par la réalisation des travaux de réparation de CNRL à son usine Horizon, rendus nécessaires par un incendie, et des travaux d’entretien d’une durée de six semaines dans une usine de valorisation de Suncor. Dans ce dernier cas, l’usine est revenue à sa pleine capacité en juillet, tandis que l’usine Horizon de CNRL n’a redémarré qu’à la fin août. Elle devrait atteindre sa pleine capacité au quatrième trimestre. L’agrandissement de l’usine Scotford rattachée au PESBA (ajout de 100 000 b/j) est entré en service en juin 2011; la production devrait augmenter jusqu’à la fin de l’année, moment où elle sera au maximum. La production du projet Nexen de Long Lake s’accroît lentement et devrait atteindre 35 000 b/j cette année.

La production de séparation in situ s’établissait à environ 800 000 b/j en juillet. On s’attend à ce qu’elle monte jusqu’à 840 000 b/j d’ici le mois de mars 2012.

Pour ce qui est de la production de pétrole brut synthétique, elle a totalisé environ 900 000 b/j en juillet. Avec la remise en service des usines de valorisation, l’augmentation de la production du PESBA et l’absence de projets d’agrandissement des installations existantes, la production de pétrole brut synthétique devrait demeurer assez stable à environ un million de barils par jour durant l’hiver. Ce chiffre suppose qu’il n’y aura pas d’arrêt de production planifié ou non planifié.

Il faut noter que l’on a légèrement réduit la production de pétrole brut synthétique et de séparation de bitume pour le premier trimestre de 2012 afin de tenir compte de l’incidence possible des températures froides de l’hiver.

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La stabilité de la production en Amérique du Nord et les prévisions d’une augmentation de la demande ont joué un rôle dans les perspectives de prix du gaz naturel.

La production nord-américaine totale augmente de façon constante. En 2011, elle approchera 76 Gpi³/j; de ce volume, 61,5 Gpi³/j proviendront des États-Unis.

On prévoit que la demande de gaz naturel augmentera quelque peu dans le secteur industriel – principalement dans l’industrie pétrochimique – et dans celui de la production d’électricité. Étant donné l’avenir incertain des règles de la U.S. Environmental Protection Agency (EPA) relatives à la pollution de l’air entre les États, la production d’électricité dans les centrales au gaz devrait augmenter très légèrement durant la période à l’étude. Ces nouvelles règles pourraient prendre effet en janvier 2012. En limitant la quantité de polluants atmosphériques autorisés pour le secteur de la production d’électricité, on peut s’attendre à ce que s’accélère le mouvement de remplacement du charbon par le gaz.

Les volumes en stocks auront des répercussions sur les prix durant la période analysée. Dans l’ensemble de l’Amérique du Nord, on prévoit un hiver moins froid que l’année dernière, mais quand même plus froid que la moyenne. De longues périodes de froid intense accéléreraient l’utilisation des stocks et pourraient exercer des pressions à la hausse sur les prix.

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Nous prévoyons que le prix du gaz au carrefour Henry se situera, en moyenne, entre 3,75 $US et 4,25 $US/MBTU cet hiver. Il s’agit d’une hausse par rapport au prix actuel. Les prix du gaz n’ont guère changé depuis un an.

Les périodes de froid intense constituent le principal facteur d’un éventuel mouvement haussier des prix du gaz. Les engorgements dans l’infrastructure régionale qui empêcheraient le transport du gaz vers les marchés où la demande est forte en sont un autre.

Les prix AECO, Dawn et au carrefour Henry sont rapprochés, ce qui indique que le marché fonctionne correctement. L’écart entre les prix (appelé écart de la base) s’est encore rétréci cette année en raison de l’augmentation de l’approvisionnement et de l’expansion de l’infrastructure.

La prévision pour le prix AECO cet hiver est de 3,75 $US/MBTU, et le gaz se négocie actuellement à Dawn à près de 4,45 $US/MBTU. L’écart de la base entre ces deux points dépasse habituellement 1 $, alors qu’il n’est que de 0,70 $ à l’heure actuelle.

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Si l’on fait abstraction de 2009, c’est à l’été 2011 que les activités de forage ciblant le gaz au Canada ont été le plus basses des dernières années. Pendant ce temps, aux États-Unis, on observait un léger repli du mois d’avril jusqu’au milieu du mois d’août. Le nombre de puits horizontaux forés au Canada et aux États-Unis augmente toujours, pour le pétrole comme pour le gaz, tandis que pour les puits verticaux et directionnels, il y a une hausse pour le pétrole et un recul pour le gaz.

À l’heure actuelle, le nombre total de forages ciblant le gaz au Canada et aux États-Unis dépassent à peine 900, une réduction de plus de 10 % depuis six mois. Jamais dans le passé a-t-on foré autant de puits horizontaux. En ce moment, 70 % de tous les forages ciblant le gaz sont horizontaux. Généralement, ces puits sont plus productifs que les puits verticaux, mais ils coûtent plus cher et exigent plus de temps à réaliser. Les activités intenses dans les forages horizontaux indiquent également que la mise en valeur du gaz de schiste se poursuit aux États-Unis, en dépit des bas prix du gaz.

Des quelque 800 appareils de forage disponibles dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC), 56 % environ sont utilisés. Il s’agit d’une forte augmentation par rapport à la même époque l’année dernière, quand seulement 38 % des appareils de forage étaient en service. Les forages ciblant le gaz ont connu une légère hausse comparativement à l’année dernière. Cela tient au fait qu’on a foré plus de puits horizontaux ciblant le gaz de réservoirs étanches et le gaz de schiste. Au cours de la dernière année, on a observé une hausse spectaculaire du nombre de forages ciblant le pétrole, qui sont passés de 164 à 297. De ce nombre, plus de 80 % était des puits horizontaux.

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Au cours de la période à l’étude, on prévoit que la production de gaz naturel au Canada et dans les États continentaux américains se maintiendra au niveau actuel, soit environ 76 Gpi³/j. De ce volume, la contribution du Canada s’élève à environ 14,5 Gpi³/j, tandis que les 61,5 Gpi³/j restants proviendront des 48 États continentaux des États-Unis et du golfe du Mexique.

Si la production canadienne demeure constante, comme nous le prévoyons, c’est que les activités de forage ciblant le gaz dans les formations de gaz étanche et de gaz de schiste du BSOC annuleront la baisse de la production de gaz classique. La Colombie-Britannique est la seule province où la production devrait augmenter durant la période à l’étude, en raison de l’augmentation prévue de production de la formation Montney et du bassin de Horn River.

La production américaine pourrait légèrement augmenter grâce à l’achèvement et au raccordement tardifs aux réseaux pipeliniers de puits déjà forés. On prévoit que la production extracôtière dans le golfe du Mexique diminuera quelque peu, mais cette baisse sera neutralisée par la croissance continue de la production provenant des gisements de gaz de schiste aux É.-U., en particulier dans le centre du continent (Fayettville) et le long de la côte du golfe du Mexique (Eagle Ford, Haynesville) et, de façon plus appréciable encore, dans la partie est des États-Unis (Marcellus).

On s’attend à ce que les importations de GNL soit très faibles, les installations de regazéification étant fortement sous-utilisées à cause des volumes colossaux de gaz qui sont produits intérieurement.

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Étant donné la timidité de la reprise économique, on ne prévoit pas d’augmentation marquée de la demande de gaz naturel à court terme. Elle devrait donc connaître une faible hausse chaque année, en raison du secteur industriel, plus particulièrement l’industrie pétrochimique et celle de la production d’électricité à partir du gaz.

La demande pour la production d’électricité sera le principal déterminant à court terme de l’augmentation de la consommation de gaz, quoi qu’il advienne des nouvelles règles de l’EPA sur la pollution atmosphérique. On peut s’attendre à une hausse annuelle de la demande de gaz pour la production d’électricité de l’ordre de 1,2 Gpi³/j.

La consommation de gaz naturel pendant la saison estivale a été légèrement supérieure à celle enregistrée durant la même période l’année dernière, et nettement plus forte qu’en 2009. Cette hausse provient principalement de la production d’électricité en raison du temps chaud. L’automne est une saison intermédiaire, au cours de laquelle il faut moins d’énergie pour rafraîchir ou chauffer les bâtiments. À l’orée de l’hiver, on prévoit une augmentation de la demande de gaz.

Le prix concurrentiel du gaz est favorable à la substitution du charbon au gaz dans les marchés du nord-est et du sud-est des États-Unis. Ce mouvement devrait se poursuivre si le gaz naturel demeure à son prix actuel.

De novembre 2011 à mars 2012, on prévoit que la demande de gaz naturel en Amérique du Nord se situera en moyenne autour de 90 Gpi³/j, et la demande en janvier devrait dépasser 100 Gpi³/j.

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Puisque l’on prévoit que l’hiver sera moins froid que l’année dernière dans les régions fortement peuplées du Nord-Est des États-Unis, il est vraisemblable de penser que l’on réduira les stocks plus lentement. Cela pourrait se traduire par des niveaux de stocks records.

Au cours de l’été 2010, la constitution des stocks de gaz naturel avait atteint un sommet. À ce moment, on disposait de près de 4,5 Tpi³ de gaz naturel en prévision de l’hiver. Ce seuil pourrait être surpassé cet hiver.

L’été 2011 a été l’un des plus chauds jamais enregistrés. Malgré cela, la constitution des stocks de gaz naturel s’est poursuivie, résultat de la production soutenue aux États-Unis et au Canada. À la fin de septembre 2011, les stocks de gaz naturel totalisaient près de 4,0 Tpi³, et il restait encore quatre semaines à la période de constitution des stocks. Aux États-Unis, on avait atteint environ 81 % de la capacité de stockage, tandis qu’au Canada, on approchait 90 %.

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Globalement, les exportations de gaz naturel aux États-Unis continuent de diminuer, et c’est durant la saison intermédiaire que les taux sont les plus marqués. Pendant toute la période à l’étude, les exportations en passant par l’Ontario augmenteront pour répondre à la demande maximale durant l’hiver.

La demande de gaz naturel canadien demeure ferme pendant les mois les plus chauds de l’été et les mois les plus froids de l’hiver. Pendant la saison intermédiaire, le surplus d’approvisionnement aux États-Unis sert à reconstituer les stocks, un rôle que le gaz naturel canadien jouait dans le passé. 

Les exportations aux points transfrontaliers de Chippawa et de Niagara ne cessent de diminuer. Plus tôt cette année, on avait programmé les premières importations de gaz naturel à ces points. Ces importations repoussent les exportations de gaz à l’intérieur d’un système dit de livraison à rebours. On s’attend à ce que ces livraisons se poursuivent tout l’hiver à Iroquois, Emerson et Niagara.

L’accroissement de la production de gaz de schiste à proximité des régions où la demande de gaz est forte (p. ex. formation Marcellus près du Nord-Est des États-Unis) explique en grande partie la diminution des exportations et la hausse des importations. La production totale de la formation Marcellus s’élève à environ 2 Tpi³/j, en hausse par rapport à un volume presque inexistant en 2007, d’où les besoins moindres d’expédition de gaz provenant du BSOC.

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Au cours des six derniers mois, les importations de GNL ont totalisé environ 1 Gpi³/j au Canada et aux États-Unis. L’utilisation des terminaux méthaniers demeure sous les 6 %. On s’attend à ce que le niveau des importations de GNL reste sensiblement semblable tout au long de l’hiver.

Durant le premier semestre de l’année, les importations à Canaport (Nouveau-Brunswick) en provenance du Qatar ont totalisé plus de 14 Gpi³/j. Compte tenu de l’offre limitée de GNL à l’échelle mondiale, il serait étonnant que de grande quantités de GNL du Qatar soient livrées à Canaport durant la période à l’étude.

En 2010, les réexportations de GNL provenant d’installations situées aux États-Unis ont atteint 36 Gpi³/j. De janvier à août 2011, les exportations de GNL ont totalisé 31 Gpi³/j. On prévoit que les réexportations totales de GNL en 2011 seront plus élevées qu’en 2010, une situation qui s’explique par la volonté des joueurs sur le marché d’utiliser la capacité de stockage aux États-Unis et les possibilités saisonnières d’arbitrage.

En moyenne, l’écart de prix entre le GNL importé et réexporté a été de 1,84 $/MBTU en 2011.

Les prix au comptant moyens de GNL pour les livraisons d’octobre et de novembre vers l’Asie du Nord-Est ont été de 16,50 $/MBTU et de 13 $/MBTU vers l’Europe, ce qui a haussé considérablement les rentrées nettes pour les exportateurs de GNL. Les importations de GNL au Japon ont atteint un seuil record de 11,7 Gpi³/j en août, une hausse de 18 % par rapport à l’année précédente. Ce résultat s’explique par la faible utilisation des centrales nucléaires qui a favorisé la production d’électricité à partir de gaz naturel.

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Nous prévoyons que le prix du gaz naturel se situera entre 3,75 $US et 4,25 $/MBTU cet hiver.

La conversion du charbon au gaz continue d’être un facteur déterminant, et elle s’explique par le bas prix relatif du gaz par rapport au charbon. Ce phénomène devrait atteindre de nouveaux sommets cette année et se poursuivre en 2012, mais cela dépendra si les nouvelles règles de l’EPA relatives à la pollution atmosphérique entre les États sont mises en œuvre.

La possibilité que des températures froides perturbent l’approvisionnement de gaz continue d’exercer des pressions à la hausse sur les prix, tout comme la demande accrue de gaz du secteur industriel.

Les pressions à la baisse sur les prix proviennent de la possibilité d’un hiver clément (qui réduirait les besoins en chauffage dans les secteurs résidentiel et commercial), de l’augmentation de la production aux États-Unis et de niveaux de stockage élevés.

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Les réseaux électriques sont conçus pour répondre à la demande de pointe; la majorité des provinces réussissent à satisfaire cette demande. La seule exception notable est l’Île-du-Prince-Édouard, qui compte beaucoup sur ses importations du Nouveau-Brunswick. Sauf en Ontario, c’est en hiver que l’on atteint la demande de pointe. En outre, les écarts entre les pointes saisonnières peuvent être très prononcés, comme au Québec et au Manitoba. Ces provinces ont un excédent de capacité durant l’été qui fait varier les exportations en fonction de la saison (illustrée à la diapositive suivante).

Les arrêts de grandes centrales réduisent l’approvisionnement disponible, parfois à des niveaux proches de la demande de pointe. Les arrêts prévus de centrales au charbon en Alberta et le maintien hors service de la centrale nucléaire de Point Lepreau, au Nouveau-Brunswick, obligeront ces deux provinces à utiliser leur capacité de production de réserve et à importer de l’électricité, avec comme conséquence que les prix seront plus élevés pour refléter les coûts de production eux aussi supérieurs.

Au Canada, 57 % de la capacité installée de production d’électricité vient de l’hydroélectricité, le nucléaire comptant pour 11 % et les combustibles fossiles, pour environ 28 %. En comparaison des méthodes classiques, l’énergie éolienne connaît un essor rapide, toutes proportions gardées. On prévoit qu’à la fin de l’année, les éoliennes auront ajouté environ 1 000 MW à la production d’électricité au Canada, ce qui portera la capacité totale installée des éoliennes à plus de 5 000 MW. L’essentiel de cette capacité se trouve en Ontario, en Alberta et au Québec.

Hydro-Québec a presque terminé l’installation de trois groupes de production hydroélectrique pour le projet Eastmain-1-A. L’un est déjà en fonction, tandis que les deux autres le seront avant la fin de l’année, ce qui ajoutera 768 MW de capacité totale du réseau. Ces installations mettent à profit la technique de gestion du débit d’eau de centrales situées en amont, une technique analogue à celle proposée pour le barrage Site-C en construction en aval du réservoir Williston, en Colombie-Britannique.

L’Alberta dispose désormais d’une deuxième centrale supercritique au charbon depuis l’entrée en service de la troisième turbine de la centrale de Keephills qui ajoute 450 MW supplémentaires de puissance, tout en étant 30 % plus efficace que les centrales au charbon classiques.

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Les exportations et les importations d’électricité au Canada sont en grande partie déterminées par les quatre provinces qui produisent le plus d’hydroélectricité, soit le Québec, la Colombie-Britannique, le Manitoba et l’Ontario. Après une année 2010 plutôt sèche, les précipitations en 2011 ont surpassé les valeurs saisonnières presque partout au Canada, ce qui a fourni aux turbines toute l’eau dont elles avaient besoin. À titre d’exemple, en mai, les affluents du lac Winnipeg se trouvaient à 250 % de leur volume normal et, en septembre, les pluies abondantes ont fait gonfler les cours d’eau à plus de 200 % de leur volume dans le sud du Québec et au Nouveau-Brunswick.

Les exportations nettes du Canada en 2011 ont totalisé plus de 24 TWh de janvier à la fin août, une augmentation d’environ 3 TWh par rapport à la même période l’année dernière. Les exportations nettes ont atteint un sommet en juillet, à près de 5 TWh, soit près du double de l’été 2010. C’est en Colombie-Britannique que l’on a observé la variation la plus forte dans les exportations provinciales nettes durant l’été. En effet, cette province est passé de 600 GWh d’importations nettes en août 2010 à près de 1 100 GWh d’exportations nettes en août 2011. On s’attend à ce que les exportations demeurent plus élevées qu’en 2010 cet hiver.

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Si l’on compare aux hivers précédents, le prix de l’électricité en Alberta devrait être plus élevé cette année, avec une courbe pour les contrats à terme qui situe le prix à plus de 100 $/MWh. Le marché de l’énergie de l’Alberta est l’un des marchés les plus instables en Amérique du Nord. Deux facteurs principaux expliquent cette situation : la taille relativement petite du marché et sa capacité limitée d’importer de l’énergie. Quand quelques centrales au charbon sont mises hors service pour en faire l’entretien, les centrales au gaz naturel à cycle unique plus coûteuses prennent la relève et le prix du marché est fixé à partir d’elles pendant un plus grand nombre d’heures durant la journée. De nombreux arrêts de ce genre sont prévus en Alberta cet hiver, au moment où la demande d’électricité continue de monter.

On prévoit, cet hiver, que les prix sur le marché de l’Ontario seront inférieurs à ceux d’avant 2009. Le marché est bien approvisionné à partir des sources intérieures, et la capacité d’importation d’énergie est grande. En Ontario, environ 95 % de la production d’électricité est assujettie à un taux contractuel ou à un taux réglementé. À la fin de chaque mois, le « rajustement général » corrige la différence entre les taux contractuels et réglementés et les prix accordés aux producteurs. Au cours des dernières années, ce rajustement a pris la forme d’un crédit aux producteurs et d’une charge pour les consommateurs. Le montant correspond généralement au prix du marché, ce qui, dans la réalité, fait doubler le coût pour les consommateurs.

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On prévoit que les prix sur les deux marchés de gros au Canada s’établiront à des niveaux bien différents. En Alberta, où l’approvisionnement est limité, on s’attend à des prix variant de 100 $ à 120 $ le MWh, en moyenne, durant les heures de pointe, tandis qu’en Ontario, ils devraient se situer, en moyenne, autour de 40 $ le MWh (avant le rajustement global, qui augmente le coût pour les consommateurs).

Les variations dans la demande sont généralement perçues comme un facteur haussier en Alberta, alors qu’elles ont l’effet contraire en Ontario. En Alberta, la croissance de la demande d’énergie débute par la croissance de l’exploitation des sables bitumineux qui entraîne une croissance de la population et, enfin, une intensification de l’activité économique. Selon l’exploitant du réseau en Ontario, la demande a fléchi depuis le début de l’année du fait que l’économie a été moins vigoureuse que prévu.

On s’attend à ce que les interruptions de service des centrales au charbon économiques qui sont prévues en Alberta fassent davantage monter les prix cet hiver que durant le précédent.

Les prix stables du prix du gaz naturel limiteront l’ampleur des hausses des prix de l’énergie, car les marchés de l’énergie peuvent souvent compter, en marge, sur la production des centrales au gaz qui fixent les prix.

Enfin, les fortes précipitations sur ces marchés et dans les provinces voisines contribuent à assurer un approvisionnement plus abondant d’hydroélectricité.

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L’approvisionnement de pétrole, de gaz naturel et d’électricité sera suffisant sur les marchés canadiens cet hiver.

L’incertitude constante entourant l’économie mondiale est l’un des facteurs susceptibles d’influer sur la demande et les prix de l’énergie à l’échelle de la planète.

Dans l’ensemble, les prix du pétrole et du gaz naturel devraient demeurer près de leurs niveaux actuels, tandis que ceux de l’électricité varieront en fonction de l’offre et de la demande régionales.